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Serie 650 Relion®

Protección de generadores REG650Guía de Producto

Contenido

1. Descripción general de la serie 650................................3

2. Aplicación.......................................................................3

3. Funciones disponibles....................................................6

4. Protección diferencial...................................................11

5. Protección de impedancia............................................13

6. Protección de corriente................................................13

7. Protección de tensión...................................................15

8. Protección de frecuencia..............................................17

9. Supervisión del sistema secundario..............................18

10. Control........................................................................18

11. Lógica.........................................................................19

12. Monitorización.............................................................20

13. Medidas......................................................................22

14. Interfaz hombre-máquina............................................22

15. Funciones básicas del IED...........................................23

16. Comunicación de estaciones.......................................23

17. Descripción del hardware............................................24

18. Esquemas de conexión...............................................27

19. Datos técnicos............................................................31

20. Pedidos.......................................................................60

Renuncia

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Protección de generadores REG650 1MRK 502 036-BES -

Versión de producto: 1.1

2 ABB

1. Descripción general de la serie 650Los IEDs de la serie 650 proporcionan óptimas solucioneslistas para usar. Están configurados con funcionalidad deprotección completa y parámetros predeterminados queresponden a las necesidades de un amplio rango deaplicaciones para redes de generación, transmisión ysubtransmisión.

Los IEDs de la serie 650 incluyen:• Soluciones completas y listas para usar, optimizadas para

un amplio rango de aplicaciones para redes de generación,transmisión y subtransmisión.

• Compatibilidad con nombres definidos por el usuario en elidioma local para señales y funciones.

• Mínimo ajuste de parámetros, basado en los valorespredeterminados y en el nuevo concepto de valoresbásicos generales de ABB. Solo debe ajustar losparámetros específicos de su aplicación, como los datosde la línea.

• Mensajes GOOSE para comunicación horizontal.• HMI de mayor funcionalidad, con 15 LEDs de indicación

dinámicos en tres colores por página y en un máximo detres páginas, y botones configurables de método abreviadopara diferentes acciones.

• Etiquetas de texto LED programables.• Entradas ajustables de corriente nominal de 1 A / 5 A.

2. AplicaciónREG650 se utiliza para la protección y supervisión decentrales de generación eléctrica. El IED es especialmenteadecuado para aplicaciones en sistemas de controldistribuido con una alta demanda de fiabilidad. Está pensadoprincipalmente para pequeñas y medianas centrales degeneración.

REG670 se puede utilizar cuando se necesitan sistemas deprotección más extensivos o junto con REG650 paraproporcionar esquemas redundantes.

Existe un amplio rango de funciones de protección paralograr una protección completa y confiable para distintostipos de centrales de generación, como por ejemplo centraleshidroeléctricas y termoeléctricas. Esto permite la adaptacióna los requisitos de protección de la mayoría de las centralesde generación eléctrica.

Existen funciones de protección para detectar y despejarfaltas internas, como cortocircuitos y faltas a tierra en elestátor del generador, faltas a tierra en el rotor del generador,cortocircuitos y faltas a tierra en el transformador de unidad,y faltas en el sistema eléctrico externo, que provienen de lacentral de generación eléctrica.

Se han definido dos paquetes para las siguientesaplicaciones:

• IED de protección del generador con proteccióndiferencial de generador (B01)

• IED de protección de la unidad generador-transformadorcon protección diferencial de transformador (B05)

En muchas centrales de generación eléctrica, el sistema deprotección se puede diseñar con una combinación de los dospaquetes, es decir, dos IEDs, ya sea del mismo tipo odiferentes; lo cual proporciona protección redundante parauna unidad de generación (generador y transformador deunidad), según los requisitos de diseño de cada central.

Los paquetes ya están configurados y listos para ser usados.Las entradas analógicas y los circuitos de entradas y salidasbinarias están predefinidos.

El IED preconfigurado se puede cambiar y adaptar con laherramienta de configuración gráfica.


Versión de producto: 1.1 Fecha de emisión: Julio 2013Revisión: -

ABB 3

A, B, C or D

~

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

REG650-B01

TR PTTR

49 Ith

LEX PDIS

40

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

OC4 PTOC

51 3I>

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81U f<

Subestación de alta tensión de 110 kV

VR2 PVOC

51V I>/U<ZG PDIS

21 Z<

AEG GAPC

50AE U

SA PTOF

81O f>YY

SDD RFUF

60FL

Note:

1) Entrada para funciones de sobreintensidad no direccional y de sobrecarga independientes. Se puede utilizar para distintos fines, por ejemplo, para protección de sobreintensidad ya sea para transformadores auxiliares o de excitación, o para el lado de alta tensión del transformador elevador.

I

U

NS2 PTOC

46 I2>

OC4 PTOC

51 3I>

CC RPLD

52PD PD

CC RBRF

50BF 3I> BF

YY

Interruptor del generador

Transformador auxiliar

Transformador de unidad

29MVA121/11kV

YNd5

Transformador de excitación

HV CB

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

TR PTTR

49 Ith

OOS PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25 SC

1)

2)

3)

3) Entrada para función de faltas a tierra direccional (sensible) independiente. Se puede utilizar para distintos fines, por ejemplo, como protección contra faltas a tierra del rotor con RXTTE4 o como protección contra faltas a tierra del estátor para generadores en paralelo.

Inte

rrup

tor d

e ca

mpo

HZ PDIF

87N IdN

2) Entrada para función de faltas a tierra no direccional independiente. Se puede utilizar para distintos fines, por ejemplo, como protección contra faltas a tierra del estátor o protección entre espiras para generadores con devanado dividido, o incluso como protección contra faltas a tierra del lado de alta tensión. Como alternativa, se puede utilizar como protección restringida de falta a tierra de alta impedancia.

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

CV MMXN

Medidas

GOP PDOP

32

GOP PDUP

37 P<

Módulo TRM con 4I+1I*+5U Módulo AIM con 6I+4U

¤)

¤) Requiere núcleos dedicados del TC, resistencia externa y Metrosil para un funcionamiento correcto

V MSQI

47 U2>

EF4 PTOC

67N

SDE PSDE

67N

Protección contra faltas a tierra del rotor 64R

GOP PDOP

32Q

SA PFRC

81R df/dt

390kVA11/0.37kV

Dyn11

50/5

1600/5

1600/5

10/1

1.6MVA11/0.4kV

EF4 PTOC

51N IN>

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

11/ 0.11

3kV

200/1

100/52500/5

1000

29MVA11kV

150rpm

RX

TTE

4

D

C B

A

H J, G o H

200/5

G

Y200/1

J

C MSQI

Medidas

=IEC10000299=1=es=Original.vsd

Q

P

IN> IN> <

IEC10000299 V1 ES

Figura 1. IED de protección del generador con protección diferencial de generador (B01)



4 ABB

~

STEF PHIZ

59THD U3d/N

REG650-B05

LEX PDIS

40

GOP PDOP

32

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

T3D PDIF

87T 3Id/I

SA PTUF

81U f<

Subestación de alta tensión de 110 kV

VR2 PVOC

51V I>/U<ZG PDIS

21 Z<

AEG GAPC

50AE U

SA PTOF

81O f>YY

I

U

NS2 PTOC

46 I2>

OC4 PTOC

51 3I>

CC RPLD

52PD PD

CC RBRF

50BF 3I> BF

YY

Interruptor del generador

HV CB

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

TR PTTR

49 Ith

OOS PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25 SC

Atención:

2) Entrada para función de faltas a tierra no direccional independiente. Se puede utilizar para distintos fines, por ejemplo, como protección contra faltas a tierra del estátor o protección entre espiras para generadores con devanado dividido, o incluso como protección contra faltas a tierra del lado de alta tensión. Como alternativa, se puede utilizar como protección restringida de falta a tierra de alta impedancia.

1) Entradas para función de faltas a tierra direccional (sensible) independiente. Se puede utilizar para distintos fines, por ejemplo, como protección contra faltas a tierra del rotor con RXTTE4 o como protección contra faltas a tierra del estátor para generadores en paralelo.

1)

2)

Inte

rrup

tor d

e ca

mpo

TR PTTR

49 Ith

OC4 PTOC

51 3I>

HZ PDIF

87N IdN

EF4 PTOC

51N IN>

GT01

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

59N UN>

YY

CV MMXN

Medidas

GOP PDUP

37 P<

Módulo TRM con 4I+1I*+5U Módulo AIM con 6I+4U

¤)

¤) Requiere núcleos dedicados del TC, resistencia externa y Metrosil para un funcionamiento correcto

V MSQI

47 U2>

EF4 PTOC

67N

SDE PSDE

67N

Protección contra faltas a tierra del rotor 64R

CV MMXN

Medidas

GOP PDOP

32Q

SA PFRC

81R df/dt

3)

3) Como alternativa, se puede conectar un TT en triángulo abierto del lado de alta tensión del transformador elevador.

Transformador auxiliar

Transformador de unidad29MVA

121/11kVYNd5

Transformador de excitación

390kVA11/0.37kV

Dyn11

50/5

1600/5

29MVA11kV

150rpm

200/1

100/5

1.6MVA11/0.4kV

11 0.11 0.11/ /

33 3kV

110 0.11 0.11/ /

33 3kV

11/ 0.11

3kV

2500/5

1000

RX

TTE

4

C

B

E

A

D

A or B

D or E

200/5

G

1600/5

10/1H J, G or H

Y200/1

J

SDD RFUF

60FL

C MSQI

Medidas


IN> IN>

Q

P

<

IEC10000300 V1 ES

Figura 2. IED de protección de la unidad generador-transformador con protección diferencial de transformador (B05)



ABB 5

3. Funciones disponibles

Principales funciones de protección

IEC 61850/Nombre delbloquefuncional

ANSI Descripción de la función Generador

RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

Protección diferencial

T3WPDIF 87T Protección diferencial de transformador, tres devanados 1

HZPDIF 87 Protección diferencial monofásica de alta impedancia 1 1

GENPDIF 87G Protección diferencial de generador 1

Protección de impedancia

ZGPDIS 21G Protección de subimpedancia para generadores y transformadores 1 1

LEXPDIS 40 Pérdida de excitación 1 1

OOSPPAM 78 Protección contra pérdida de sincronismo 1 1

LEPDIS Delimitación de carga 1 1



6 ABB

Funciones de protección de respaldo

IEC 61850/Nombre delbloquefuncional


RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

Protección de corriente

OC4PTOC 51/67 Protección de sobreintensidad de fase direccional de cuatro etapas 2 2

EF4PTOC 51N/67N Protección de sobreintensidad residual direccional de cuatro etapas 2 2

SDEPSDE 67N Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible 1 1

TRPTTR 49 Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo 2 2

CCRBRF 50BF Protección de fallo de interruptor 1 1

CCRPLD 52PD Protección de discordancia de polos 1 1

GUPPDUP 37 Protección de mínima potencia direccional 1 1

GOPPDOP 32 Protección de máxima potencia direccional 2 2

AEGGAPC 50AE Protección de alimentación accidental para generadores síncronos 1 1

NS2PTOC 46I2 Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas 1 1

VR2PVOC 51V Protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión 1 1

Protección de tensión

UV2PTUV 27 Protección de subtensión de dos etapas 1 1

OV2PTOV 59 Protección de sobretensión de dos etapas 1 1

ROV2PTOV 59N Protección de sobretensión residual de dos etapas 2 2

OEXPVPH 24 Protección de sobreexcitación 1 1

STEFPHIZ 59THD Protección contra faltas a tierra del estátor al 100%, basada en el tercer armónico 1 1

Protección de frecuencia

SAPTUF 81 Función de subfrecuencia 4 4

SAPTOF 81 Función de sobrefrecuencia 4 4

SAPFRC 81 Protección de derivada de la frecuencia 2 2



ABB 7

Funciones de control y monitorización

IEC 61850/Nombredel bloque funcional


RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

Control

SESRSYN 25 Comprobación de sincronismo, comprobación de energización y sincronización 1 1

QCBAY Control de bahía 1 1

LOCREM Manejo de posiciones del conmutador LR 1 1

LOCREMCTRL Control a través de HMI local de la fuente permitida para maniobras (PSTO) 1 1

SLGGIO Conmutador giratorio lógico para selección de funciones y presentación en HMI local 15 15

VSGGIO Extensión del miniconmutador selector 20 20

DPGGIO Funciones de E/S de punto doble según el estándar de comunicaciones IEC 61850 16 16

SPC8GGIO Ocho señales de control genérico de un solo punto 5 5

AUTOBITS Bits de automatización, función de órdenes para DNP3.0 3 3

I103CMD Órdenes de funciones para IEC60870-5-103 1 1

I103IEDCMD Órdenes del IED para IEC60870-5-103 1 1

I103USRCMD Órdenes de funciones definidas por el usuario para IEC60870-5-103 4 4

I103GENCMD Órdenes de funciones genéricas para IEC60870-5-103 50 50

I103POSCMD Órdenes del IED con posición y selección para IEC60870-5-103 50 50

Supervisión del sistema secundario

SDDRFUF Supervisión de fallo de fusible 1 1

TCSSCBR Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptor 3 3

Lógica

SMPPTRC 94 Lógica de disparo 6 6

TMAGGIO Lógica de matriz de disparo 12 12

OR Bloques de lógica configurables, puerta O 283 283

INVERTER Bloques de lógica configurables, puerta de inversión 140 140

PULSETIMER Bloques de lógica configurables, temporizador de pulsos 40 40

GATE Bloques de lógica configurables, puerta controlable 40 40

XOR Bloques de lógica configurables, puerta O exclusiva 40 40

LOOPDELAY Bloques de lógica configurables, retardo de bucle 40 40

TIMERSET Bloques de lógica configurables, bloque funcional de temporizador 40 40

AND Bloques de lógica configurables, puerta Y 280 280

SRMEMORY Bloques de lógica configurables, puerta biestable con memoria de activación yreposición

40 40

RSMEMORY Bloques de lógica configurables, puerta biestable con memoria de reposición yactivación

40 40

FXDSIGN Bloque funcional de señales fijas 1 1



8 ABB



RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

B16I Conversión de booleanos de 16 bits a enteros 16 16

B16IFCVI Conversión de booleanos de 16 bits a enteros con representación de nodo lógico 16 16

IB16A Conversión de enteros a booleanos de 16 bits 16 16

IB16FCVB Conversión de enteros a booleanos de 16 bits con representación de nodo lógico 16 16

Monitorización

CVMMXN Mediciones 6 6

CMMXU Medición de la corriente de fase 10 10

VMMXU Medición de la tensión de fase a fase 6 6

CMSQI Medición del componente secuencial de la corriente 6 6

VMSQI Medición de la secuencia de tensión 6 6

VNMMXU Medición de la tensión de fase a neutro 6 6

CNTGGIO Contador de eventos 5 5

DRPRDRE Informe de perturbaciones 1 1

AxRADR Señales de entrada analógicas 4 4

BxRBDR Señales de entrada binarias 6 6

SPGGIO Funciones de E/S según el estándar de comunicaciones IEC 61850 64 64

SP16GGIO Funciones de E/S según el estándar de comunicaciones IEC 61850, 16 entradas 16 16

MVGGIO Funciones de E/S según el estándar de comunicaciones IEC 61850 16 16

MVEXP Bloque de expansión de valores medidos 66 66

SPVNZBAT Supervisión de baterías de la estación 1 1

SSIMG 63 Función de monitorización del gas de aislamiento 2 2

SSIML 71 Función de monitorización del líquido de aislamiento 2 2

SSCBR Monitorización de la condición del interruptor 1 1

I103MEAS Mediciones para IEC60870-5-103 1 1

I103MEASUSR Estado de señales definidas por el usuario para IEC60870-5-103 3 3

I103AR Estado de la función de reenganche automático para IEC60870-5-103 1 1

I103EF Estado de la función de faltas a tierra para IEC60870-5-103 1 1

I103FLTPROT Estado de la función de protección de faltas para IEC60870-5-103 1 1

I103IED Estado del IED para IEC60870-5-103 1 1

I103SUPERV Estado de supervisión para IEC60870-5-103 1 1

I103USRDEF Estado de señales definidas por el usuario para IEC60870-5-103 20 20

Medidas

PCGGIO Lógica de contador de pulsos 16 16

ETPMMTR Función de cálculo de energía y administración de la demanda 3 3



ABB 9

Diseñado para comunicar

IEC 61850/Nombre delbloque funcional


RE

G65

0 (B

01)

Gen

diff

RE

G65

0 (B

05)

Gen

+T

rafo

diff

Comunicación de estaciones

Protocolo de comunicación IEC 61850, LAN1 1 1

Protocolo de comunicación DNP3.0 para TCP/IP, LAN1 1 1

IEC61870-5-103 Comunicación serial IEC60870-5-103 por ST 1 1

GOOSEINTLKRCV Comunicación horizontal a través de GOOSE para el enclavamiento 59 59

GOOSEBINRCV Recepción binaria por GOOSE 4 4

GOOSEDPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de dos puntos 32 32

GOOSEINTRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor entero 32 32

GOOSEMVRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de medición 16 16

GOOSESPRCV Bloque funcional GOOSE para recibir un valor de un punto 64 64



10 ABB

Funciones básicas del IED


Descripción de la función

Funciones básicas incluidas en todos los productos

INTERRSIG Autosupervisión con lista de eventos internos 1

SELFSUPEVLST Autosupervisión con lista de eventos internos 1

SNTP Sincronización horaria 1

TIMESYNCHGEN Sincronización horaria 1

DTSBEGIN, DTSEND,TIMEZONE

Sincronización horaria, con ahorro de luz solar 1

IRIG-B Sincronización horaria 1

SETGRPS Manejo del grupo de ajustes 1

ACTVGRP Grupos de ajustes de parámetros 1

TESTMODE Funcionalidad del modo de pruebas 1

CHNGLCK Función de bloqueo de cambios 1

TERMINALID Identificadores del IED 1

PRODINF Información del producto 1

PRIMVAL Valores primarios del sistema 1

SMAI_20_1-12 Matriz de señales para entradas analógicas 2

3PHSUM Bloque de suma trifásico 12

GBASVAL Valores básicos generales para ajustes 6

ATHSTAT Estado de autorizaciones 1

ATHCHCK Comprobación de autorización 1

FTPACCS Acceso a FTP con contraseña 1

DOSFRNT Rechazo de servicio, control de velocidad secuencial para puerto frontal 1

DOSLAN1 Rechazo de servicio, control de velocidad secuencial para LAN1 1

DOSSCKT Rechazo de servicio, control de flujo de ranuras 1

4. Protección diferencial

Protección diferencial de transformadores T2WPDIF/T3WPDIFLa protección diferencial de transformadores de dosdevanados (T2WPDIF) y la protección diferencial detransformadores de tres devanados (T3WPDIF) incluyenadaptación interna de las relaciones de los TCs,compensación del grupo vectorial y eliminación ajustable delas corrientes de secuencia cero.

La función puede incluir dos o tres fases de entradas decorriente. Todas las entradas de corriente cuentan concaracterísticas de restricción de la polarización en porcentaje,

por lo que el IED se puede utilizar para transformadores dedos o tres devanados .



ABB 11

Aplicaciones de dos devanados

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 ES

transformador depotencia de dosdevanados

Aplicaciones de tres devanados

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 ES

transformador depotencia de tresdevanados con lostres devanadosconectados

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 ES

transformador depotencia de tresdevanados condevanado terciario detriángulo noconectado

Figura 3. Disposición de los grupos de TCspara protección diferencial ydemás protecciones

Las características de ajuste cubren las aplicaciones de laprotección diferencial para todos los tipos detransformadores de potencia y autotransformadores con o sincambiador de tomas en carga, así como los de reactoresshunt o alimentadores locales de la estación. Se incluye unacaracterística de estabilización adaptable para las faltasexternas.

Se incluye estabilización para corrientes de magnetización,así como para condiciones de sobreexcitación. También seincluye una estabilización adaptable para restablecimiento delsistema por saturación de TCs y corrientes de magnetizaciónpor faltas externas. Se incluye una protección de corrientediferencial no restringida de ajuste alto para disparos de muyalta velocidad por corrientes altas por faltas internas.

La innovadora característica de protección diferencialsensible, basada en la teoría de los componentes simétricos,ofrece la mejor cobertura posible para faltas entre espiras delos devanados de transformadores de potencia.

Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIFLa función de protección diferencial monofásica de altaimpedancia HZPDIF se puede utilizar cuando los núcleos delos TCs involucrados tienen la misma relación de espiras ycaracterísticas de magnetización similares. Utiliza una sumaexterna de las corrientes en los TCs interconectados y unaresistencia en serie y una resistencia dependiente de latensión externas al IED.

HZPDIF se puede utilizar como protección REF de altaimpedancia.

Protección diferencial de generadores GENPDIFUn cortocircuito entre las fases de los devanados del estátorcausa, por lo general, corrientes de falta muy grandes. Elcortocircuito conlleva un riesgo de daños en el aislamiento,los devanados y el núcleo de hierro del estátor. Las grandescorrientes de cortocircuito causan grandes esfuerzos quepueden dañar incluso otros componentes de la centraleléctrica, como la turbina y el eje generador-turbina.

La tarea de la protección diferencial de generadoresGENPDIF es determinar si una falta está dentro de la zonaprotegida o fuera de ella. Si la falta es interna, el generadordefectuoso se debe disparar rápidamente, es decir, se debedesconectar de la red, disparar el interruptor de campo einterrumpir la potencia de la fuente primaria.

Para limitar los daños relacionados con los cortocircuitos delos devanados del estátor, el despeje de faltas debe ser lomás rápido posible (instantáneo). Si el bloque de generadorestá conectado a la red eléctrica próximo a otros bloques degenerador, la eliminación rápida de las faltas es fundamentalpara mantener la estabilidad transitoria de los generadores enbuen estado.

Por lo general, la corriente de falta de cortocircuito es muygrande, es decir, es considerablemente más grande que lacorriente nominal del generador. Existe el riesgo de que seproduzca un cortocircuito entre las fases próximo al puntoneutro del generador, lo que causa una corriente de faltarelativamente pequeña. La corriente de falta también puedeser limitada debido a una baja excitación del generador. Porlo tanto, se requiere que la detección de cortocircuitos defase a fase del generador sea relativamente sensible paradetectar pequeñas corrientes de falta.

También es de gran importancia que la protección diferencialdel generador no se dispare para faltas externas, cuandocirculen corrientes de falta grandes desde el generador. Paracombinar un despeje rápido de faltas, así como sensibilidad yselectividad, la protección diferencial de generadores es, porlo general, la mejor elección para cortocircuitos entre fasesen el generador. Se puede utilizar un discriminador de faltasinternas/externas basado en la corriente de secuencianegativa para determinar si una falta es interna o externa. Eldiscriminador de faltas internas/externas no solo distinguepositivamente entre faltas internas y externas, sino quetambién puede detectar de manera independiente faltasmenores que la protección diferencial “usual” basada en lacaracterística de funcionamiento restringida no podríadetectar (hasta que se desarollen a faltas mas serias).

En condiciones de carga normal, una condición de circuito deTC abierto provoca funcionamientos no esperados para laprotección diferencial de generadores. También es posibledañar el equipo secundario debido a la alta tensión producidadesde las salidas del circuito del TC abierto. Por lo tanto,desde el punto de vista de la seguridad y la confiabilidad,



12 ABB

puede resultar necesario contar con la función de detecciónde TCs abiertos que bloqueen la función de proteccióndiferencial de generadores en caso de que haya condicionesde TCs abiertos y, al mismo tiempo, emitan señales dealarma a los operadores, para que realicen las accionescorrectivas necesarias de inmediato y corrijan la condición delTC abierto.

La protección diferencial de generadores GENPDIF tambiénes muy adecuada para generar un despeje de faltas rápido,sensible y selectiva, cuando se la utiliza para protegerreactores shunt o barras pequeñas.

5. Protección de impedancia

Protección de subimpedancia para generadores ytransformadores ZGPDISLa protección de subimpedancia para generadores ytransformadores ZGPDIS tiene la característica mhodesplazada como protección de respaldo de tres zonas parala detección de cortocircuitos en transformadores ygeneradores. Las tres zonas cuentan con medidas y ajustesindependientes, lo cual proporciona una alta flexibilidad paratodo tipo de aplicaciones.

La característica de delimitación de carga está disponiblepara la tercera zona, como se muestra en la figura 4.

jX

R

Zona de no funcionamiento

Zona de funcionamiento



Zona de no funcionamiento

IEC07000117 V1 ES

Figura 4. Influencia de la delimitación de carga en la característicamho desplazada

Pérdida de excitación LEXPDISLa baja excitación de toda máquina síncrona tiene sus límites.Una reducción de la corriente de excitación debilita elacoplamiento entre el rotor y el estátor. La máquina puedeperder el sincronismo y empezar a funcionar como unamáquina de inducción. En este caso, aumenta el consumo deenergía reactiva. Incluso si la máquina no pierde sincronismo,no corresponde trabajar en estas condiciones durante muchotiempo. La reducción de la excitación aumenta la generaciónde calor en la región extrema de la máquina síncrona. El

calentamiento local puede dañar el aislamiento del devanadodel estátor e incluso el núcleo de hierro.

Para evitar daños en el generador, es necesario dispararlocuando la excitación disminuye demasiado.

Protección contra pérdida de sincronismo OOSPPAMLa función de protección contra pérdida de sincronismo(OOSPPAM) del IED se puede utilizar tanto para protegergeneradores, como para proteger las líneas.

El objetivo principal de la función OOSPPAM es detectar yevaluar las instancias de deslizamiento de polos dentro delsistema eléctrico, y llevar a cabo las acciones necesarias.

La función OOSPPAM detecta las condiciones dedeslizamiento de polos y dispara el generador lo más prontoposible, es decir, después del primer deslizamiento de poloscuando el centro de la oscilación se encuentra en la zona 1,que generalmente incluye el generador y el transformadorelevador. Cuando el centro de la oscilación se encuentra másafuera en el sistema eléctrico, es decir, en la zona 2, por logeneral se permiten más de un deslizamiento de polos antesde desconectar la unidad de generador-transformador. Siexisten varios relés de pérdida de sincronismo en el sistemaeléctrico, entonces el que encuentra el centro de oscilaciónen la zona 1 es el que funciona primero.

Delimitación de carga LEPDISLa transferencia de cargas pesadas es común en muchasredes eléctricas y puede hacer que sea difícil lograr lacobertura de resistencia de faltas. En estos casos, la funciónde delimitación de carga (LEPDIS) se puede utilizar paraaumentar el ajuste resistivo de las zonas de medición desubimpedancia sin interferir en la carga.

6. Protección de corriente

Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapasOC4PTOCLa función de protección de sobreintensidad de fases decuatro etapas OC4PTOC incluye un retardo inverso o definidoindependiente para las etapas 1 y 4 por separado. Lasetapas 2 y 3 tienen siempre retardo definido.

Se encuentran disponibles todas las características deretardo IEC y ANSI.

La función direccional incluye polarización por tensión conmemoria. La función se puede ajustar para que seadireccional o no direccional de forma independiente paracada una de las etapas.

Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapasEF4PTOCLa función de sobreintensidad residual de cuatro etapas(EF4PTOC) tiene un retardo inverso o definido ajustable e



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independiente para las etapas 1 y 4 por separado. Lasetapas 2 y 3 tienen siempre retardo definido.

Se encuentran disponibles todas las características deretardo IEC y ANSI.

La función direccional incluye polarización de tensión,polarización de corriente o polarización doble.

EF4PTOC se puede ajustar como direccional o no direccionalde forma independiente para cada una de las etapas.

Se puede configurar un bloqueo del segundo armónico deforma individual para cada etapa.

Protección de sobreintensidad y potencia residual,direccional y sensible SDEPSDEEn redes aisladas o en redes con alta impedancia de puestaa tierra, la corriente de faltas a tierra es considerablementemás pequeña que las corrientes de cortocircuito. Además, lamagnitud de la corriente de faltas es casi independiente de laubicación de las faltas en la red. La protección se puedeseleccionar para usar ya sea la corriente residual o elcomponente de potencia residual 3U0·3I0·cos j, para la

cantidad de funcionamiento. También existe una etapa nodireccional 3I0 y una etapa de disparos de sobretensión no

direccional 3U0.

Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempoTRPTTRSi un transformador o generador de energía alcanzantemperaturas muy altas, se pueden dañar. El aislamientodentro del transformador/generador sufre un envejecimientoforzado. Como consecuencia, aumenta el riesgo de faltasinternas de fase a fase o de fase a tierra. La temperatura altadegrada la calidad del aislamiento del transformador/generador.

La protección de sobrecarga térmica estima el contenido decalor interno del transformador/generador (temperatura) deforma continua. Esta estimación se realiza utilizando unmodelo térmico del transformador/generador con dosconstantes de tiempo, que se basa en medición de corriente.

Existen dos niveles de alarma. Esto permite que las medidascorrectivas se tomen antes de alcanzar las temperaturaspeligrosas. Si la temperatura sigue aumentando hasta el valorde disparo, la protección inicia el disparo del transformador/generador protegido.

Protección de fallo de interruptor CCRBRFLa protección de fallo de interruptor (CCRBRF) garantiza unrápido disparo de respaldo de los interruptores adyacentesen caso de que el propio interruptor no se pueda abrir.CCRBRF puede estar basado en corriente, basado encontactos o en una combinación adaptativa de estos dosprincipios.

Como criterio de comprobación, se utiliza una función decomprobación de corriente con tiempo de reposiciónextremadamente corto para obtener una alta seguridad anteel funcionamiento innecesario.

Se puede utilizar un criterio de comprobación de contactos,donde la corriente de falta a través del interruptor es reducida.

Los criterios de corriente de la protección de fallo deinterruptor (CCRBRF) se pueden cumplir mediante corrientesmonofásicas o bifásicas, o con una corriente monofásica másla corriente residual. La función se activa cuando estascorrientes exceden los ajustes definidos por el usuario. Estascondiciones aumentan la seguridad de la orden de disparo derespaldo.

La función CCRBRF se puede programar para queproporcione un nuevo disparo trifásico del propio interruptor,para evitar el disparo innecesario de interruptores adyacentesen un inicio incorrecto debido a errores durante pruebas.

Protección de discordancia de polos CCRPLDLos interruptores y seccionadores pueden terminar con lospolos en la posición cambiada (cerrado-abierto), debido afallos eléctricos o mecánicos. Esto puede causar corrientesde secuencia negativa y de secuencia cero, lo que supone unesfuerzo térmico para las máquinas giratorias y puede causarun funcionamiento no deseado de las funciones de corrientede secuencia cero o de secuencia negativa.

Por lo general, el propio interruptor se dispara para corregirtal situación. Si la situación persiste, se deben disparar losinterruptores adyacentes para despejar la situación de cargaasimétrica.

La función de discordancia de polos funciona gracias a lainformación de la lógica del interruptor, más criteriosadicionales de las corrientes de fase asimétricas, en caso deser necesarios.

Protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUPLa protección de máxima/mínima potencia direccionalGOPPDOP/GUPPDUP se puede utilizar siempre que senecesite una protección o sistema de alarma para la potenciaalta/baja activa, reactiva o aparente. Las funciones tambiénse pueden utilizar para comprobar la dirección del flujo depotencia activa o reactiva en la red eléctrica. Existennumerosas aplicaciones en las que se requiere estafuncionalidad. Algunas de ellas son:

• detección de flujo de potencia activa invertida• detección de flujo de potencia reactiva alta

Cada función tiene dos etapas con retardo definido. Tambiénse pueden ajustar los tiempos de reposición de ambasetapas.



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Protección contra energización accidental de generadoressíncronos AEGGAPCLa energización inadvertida o accidental de generadoresfuera de línea ha sido un tema bastante frecuente, ya sea porerrores de funcionamiento, descargas disruptivas delinterruptor, mal funcionamiento del circuito de control, o poruna combinación de estas causas. Un generador que seenergiza de manera inadvertida funciona como un motor deinducción, consumiendo mucha corriente del sistema. Laprotección de sobreintensidad con supervisión de tensión seutiliza para proteger el generador que se energizainadvertidamente.

La protección contra alimentación accidental de generadoressíncronos (AEGGAPC) toma la entrada de corriente de fasemáxima del lado del terminal o del lado del neutro delgenerador, y las entradas de tensión máxima de fase a fasedel lado del terminal. AEGGAPC se activa cuando la tensióndel terminal cae por debajo del nivel de tensión especificadopara el tiempo preestablecido.

Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencianegativa para máquinas NS2PTOCLa protección de sobreintensidad de tiempo de secuencianegativa para máquinas NS2PTOC está diseñadaprincipalmente para proteger generadores delrecalentamiento del rotor, provocado por el componente desecuencia negativa en la corriente del estátor.

En un generador, las corrientes de secuencia negativapueden ocurrir, entre otras causas, por:

• cargas desequilibradas,• faltas de línea a línea,• faltas de línea a tierra,• conductores rotos y• averías en uno o más polos de un interruptor o un

seccionador.

NS2PTOC también se puede utilizar como protección derespaldo, es decir, para proteger el generador en caso deque las protecciones de línea o los interruptores no despejenlas faltas desequilibradas del sistema.

Para brindar una protección efectiva contra condicionesexternas desequilibradas, NS2PTOC es capaz de medir lacorriente de secuencia negativa directamente. NS2PTOCtambién cuenta con una característica de retardo quecoincide con la característica de calentamiento del generador

22I t K= como se define por norma.

donde:

I2 es la corriente de secuencia negativaexpresada por unidad de la corrientenominal del generador

t es el tiempo de funcionamiento ensegundos

K es una constante que depende del tamañoy diseño de los generadores

NS2PTOC presenta un amplio rango de ajustes para K y tienela sensibilidad y capacidad para detectar corrientes desecuencia negativa y emitir órdenes de disparo hasta en lacapacidad constante del generador.

Cuenta con una salida disponible aparte, de característica dealarma, para advertir al operador sobre una posible situaciónde peligro.

Protección de sobreintensidad de tiempo restringida portensión VR2PVOCLa función de protección de sobreintensidad de tiemporestringida por tensión (VR2PVOC) se recomienda comoprotección de respaldo para generadores.

La característica de protección de sobreintensidad tiene unnivel de corriente ajustable que se puede utilizar ya sea comocaracterística de tiempo definido o como característica detiempo inverso. Además, se le puede controlar/restringir porla tensión.

La función también incluye una etapa de subtensión concaracterística de tiempo definido para proporcionar lafuncionalidad de protección de sobreintensidad conconservación de la subtensión.

7. Protección de tensión

Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUVEn el sistema eléctrico puede haber subtensiones durantefaltas o condiciones anómalas. La función de protección desubtensión de dos etapas (UV2PTUV) se puede utilizar paraabrir interruptores a fin de prepararse para la restauración delsistema en el caso de apagones eléctricos o como respaldocon retardo prolongado para la protección primaria.

UV2PTUV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 sepuede ajustar como retardo inverso o definido. La etapa 2siempre es un retardo definido.

Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOVEn el sistema eléctrico se producen sobretensiones durantecondiciones anormales, como pérdida repentina de potencia,fallos de regulación del cambiador de tomas o extremos delínea abiertos en las líneas largas.

OV2PTOV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 sepuede ajustar como retardo inverso o definido. La etapa 2siempre es un retardo definido.

OV2PTOV tiene una relación de reposición extremadamentealta para permitir que los ajustes estén próximos a la tensiónde servicio del sistema.



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Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOVEn el sistema eléctrico puede haber tensiones residualesdurante faltas a tierra.

La función de protección de sobretensión residual de dosetapas ROV2PTOV calcula la tensión residual de lostransformadores de entrada de tensión trifásica o la midedesde un solo transformador de entrada de tensiónalimentado desde un transformador de tensión conectado entriángulo abierto o de punto neutro.

ROV2PTOV tiene dos etapas de tensión, donde la etapa 1 sepuede ajustar como retardo inverso o definido. La etapa 2siempre es un retardo definido.

Protección de sobreexcitación OEXPVPHCuando el núcleo laminado de un transformador o generadorde potencia está sujeto a una densidad de flujo magnéticomás allá de sus límites de diseño, el flujo de fuga entra encomponentes no laminados que no están diseñados parallevar flujo, lo cual causa una circulación de corrientesparásitas. Las corrientes parásitas pueden causar uncalentamiento excesivo y daños graves en el aislamiento y laspiezas adyacentes en un tiempo relativamente corto. Lafunción tiene curvas de funcionamiento inverso ajustables yetapas de alarma independientes.

Protección del estátor al 95% y al 100% contra faltas a tierrabasada en el tercer armónico STEFPHIZLa falta a tierra del estátor es un tipo de falta con un índicede falta relativamente alto. Por lo general, los sistemas degenerador tienen una puesta a tierra de alta impedancia, esdecir, una puesta a tierra a través de una resistencia en elneutro. Esta resistencia se suele dimensionar para queproporcione una corriente de falta a tierra en el rango de 3 a15 A en el caso de una falta a tierra rígida en el terminal dealta tensión del generador. Las corrientes de falta a tierrarelativamente pequeñas producen mucho menos esfuerzotérmico y mecánico en el generador que los cortocircuitosque se producen entre conductores de dos fases. Decualquier modo, las faltas a tierra en el generador se deben

detectar y el generador se debe disparar, aunque se puedapermitir un tiempo de falta mayor en comparación con loscortocircuitos internos.

En el funcionamiento normal sin fallas de la unidad degeneración, la tensión del punto neutro está próxima a cero yno hay flujo de corriente de secuencia cero en el generador.Cuando aparece una falla de fase a tierra, la tensión delpunto neutro aumenta y hay un flujo de corriente a través dela resistencia del punto neutro.

Para detectar una falta a tierra en los devanados de unaunidad de generación, se puede utilizar una protección desobretensión del punto neutro, una protección desobreintensidad del punto neutro, una protección desobretensión de secuencia cero o una protección diferencialresidual. Estas protecciones son sencillas y han funcionadobien durante muchos años. Sin embargo, en el mejor de loscasos estos esquemas simples protegen solo el 95% deldevanado del estátor. Dejan el 5% próximo al extremo delneutro sin protección. En condiciones desfavorables, la zonaciega se puede extender hasta un 20% del extremo delneutro.

La protección del estátor al 95% contra faltas a tierra mide elcomponente de tensión de frecuencia fundamental en elpunto estrella del generador y funciona cuando excede elvalor preestablecido. Aplicando este principio, se puedeproteger aproximadamente el 95% del devanado del estátor.Para proteger el último 5% del devanado del estátor próximoal extremo del neutro, se puede medir la tensión del tercerarmónico. En la protección del estátor al 100% contra faltas atierra basada en el tercer armónico se puede aplicar elprincipio diferencial de tensión del tercer armónico, elprincipio de subtensión del tercer armónico del punto neutroo el principio de sobretensión del tercer armónico del lado delterminal. De todas maneras, se recomienda utilizar elprincipio diferencial. La combinación de estos dos principiosde medición proporciona cobertura para la protección detodo el devanado del estátor contra faltas a tierra.



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x E3

Rf

TCB 2(1-x) E3

over- voltage protection 10% – 100%

Differential0% – 30%

RN

NCB 1

uTuN

x E3

Rf Transformador

TCB 2(1-x) E3

x

5% - 100% protección de sobretensión de la frecuencia fundamental en el punto neutro

Diferencial del tercer armónico

0% - 30%

Interruptor 1 puede no existir

1 o 100 %

RN

NNCB 1

devanado del estátor

uTuN 1 - x1 - xMuestras de la tensión del punto neutro desde el que se filtran las

tensiones fundamental y

del tercer armónico

Muestras de la tensión del

terminal desde el que se filtra la

tensión del tercer armónico


IEC10000202 V1 ES

Figura 5. Principios de protección para la función STEFPHIZ

Protección de faltas a tierra del rotor 64RPor lo general, el devanado del rotor del generador y sucircuito eléctrico asociado a la alimentación de CC estántotalmente aislados de tierra. Por lo tanto, la conexión simplede este circuito a tierra no causa un flujo de corrienteimportante. Sin embargo, si aparece una segunda falta atierra en este circuito, las circunstancias pueden tornarsebastante graves. Según la ubicación de estas dos faltas, estacondición de funcionamiento puede causar:

• Pérdida total o parcial de campo en el generador• Un gran flujo de corriente continua por el circuito

magnético del rotor• Vibración del rotor• Suficiente desplazamiento del rotor para causar daños

mecánicos en el estator

Por lo tanto, prácticamente todos los generadores grandestienen algún tipo de protección dedicada capaz de detectarla primera falta a tierra en el circuito del rotor y después,según la resistencia de la falta, proporcionar alarma alpersonal a cargo del funcionamiento o dar una orden deparada de la máquina. Requiere una unidad de inyecciónpara la protección de faltas a tierra del rotor (RXTTE4) y unaresistencia protectora en la placa para el funcionamientocorrecto.

8. Protección de frecuencia

Protección de subfrecuencia SAPTUFLa subfrecuencia ocurre como resultado de falta degeneración en la red.

La función de subfrecuencia SAPTUF se utiliza para sistemasde deslastre de carga, esquemas de acciones correctivas,arranque de turbinas de gas, etc.

SAPTUF incluye un bloqueo de subtensión.

Protección de sobrefrecuencia SAPTOFLa función de protección de sobrefrecuencia SAPTOF sepuede aplicar en todas las situaciones en las que se necesitecontar con una detección fiable de la frecuencia fundamentalalta del sistema eléctrico.

La sobrefrecuencia ocurre ante caídas repentinas de la cargao antes faltas de shunt en la red eléctrica. Problemas con elregulador del generador cerca de la planta eléctrica tambiénpueden causar sobrefrecuencia.



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SAPTOF se utiliza especialmente para disminuir la generacióny esquemas de medidas correctivas. También se utiliza comouna etapa de frecuencia de inicio de restauración de cargas.

SAPTOF incluye un bloqueo de subtensión.

Protección de derivada de la frecuencia SAPFRCLa función de protección de derivada de la frecuencia(SAPFRC) proporciona una indicación anticipada de unaperturbación principal en el sistema. SAPFRC se puedeutilizar para disminuir la generación, deslastre de carga y paraesquemas de medidas correctivas. SAPFRC puedediscriminar entre el cambio de frecuencia positiva y negativa.

SAPFRC incluye un bloqueo de subtensión.

9. Supervisión del sistema secundario

Supervisión de fallo de fusible SDDRFUFEl objetivo de la función de supervisión de fallo de fusible(SDDRFUF) es bloquear las funciones de medición de tensiónante fallos en los circuitos secundarios entre el transformadorde tensión y el IED, para evitar los funcionamientos nodeseados que, de otro modo, puedan ocurrir.

La función de supervisión de fallo de fusible tiene,básicamente, tres algoritmos diferentes: algoritmos basadosen la secuencia negativa y la secuencia cero, y un algoritmoadicional de tensión en triángulo y de corriente en triángulo.

Se recomienda el algoritmo de detección de secuencianegativa para los IEDs que se utilizan en redes de neutroaislado o de conexión a tierra de alta impedancia. Estealgoritmo está basado en cantidades de medición desecuencia negativa, un valor alto de tensión 3U2 sin la

presencia de la corriente de secuencia negativa 3I2.

Se recomienda el algoritmo de detección de secuencia ceropara los IEDs que se utilizan en redes de neutro rígido a tierrao de conexión a tierra de baja impedancia. Este algoritmoestá basado en cantidades de medición de secuencia cero,un valor alto de tensión 3U0 sin la presencia de la corriente

residual 3I0.

Se puede agregar un criterio basado en mediciones decorriente en triángulo y de tensión en triángulo a la función desupervisión de fallo de fusible, para detectar un fallo defusible trifásico, lo cual, en términos prácticos, se asocia máscon la conmutación del transformador de tensión durante lasmaniobras en la estación.

Para una mejor adaptación a los requerimientos del sistema,se ha introducido un ajuste del modo de funcionamiento quepermite seleccionar las condiciones de funcionamiento parala función basada en secuencia negativa o secuencia cero. Laselección de diferentes modos de funcionamiento permiteelegir diferentes posibilidades de interacción entre el

algoritmo basado en secuencia cero y el basado ensecuencia negativa.

Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptorTCSSCBRLa función de supervisión del circuito de disparo TCSSCBRestá diseñada para supervisar el circuito de control deinterruptor. La falta de validez de un circuito de control sedetecta mediante un contacto de salida dedicado, queincluye la funcionalidad de supervisión.

La función se activa después de un tiempo de funcionamientopredefinido y se repone cuando la falta desaparece.

10. Control

Comprobación de sincronismo, comprobación deenergización y sincronización SESRSYNLa función de sincronización permite cerrar las redesasíncronas en el momento adecuado, incluido el tiempo decierre del interruptor, lo cual mejora la estabilidad de la red.

La función de comprobación de sincronismo, comprobaciónde energización y sincronización (SESRSYN) comprueba quelas tensiones en ambos lados del interruptor estén ensincronismo o con al menos un lado muerto para asegurarque el cierre se pueda realizar de forma segura.

La función SESRSYN incluye un esquema de selección detensiones incorporado para disposiciones de doble barra.

El cierre manual y el reenganche automático se puedencomprobar mediante la función y pueden tener distintasconfiguraciones.

Se proporciona una función de sincronización para lossistemas en funcionamiento asíncrono. El objetivo principalde la función de sincronización es proporcionar un cierrecontrolado de los interruptores automáticos cuando se van aconectar dos sistemas asíncronos. Esto se utiliza paradeslizamientos de la frecuencia mayores que las de lacomprobación de sincronismo y menores que un nivelmáximo establecido para la función de sincronización.

Control de bahías QCBAYLa función de control de bahías QCBAY se utiliza junto con lafunción de remoto local, y la función de control remoto localse utiliza para controlar la selección de la ubicación deloperador en cada bahía. QCBAY también proporcionafunciones de bloqueo que se pueden distribuir a distintosaparatos dentro de la bahía.

Remoto local LOCREM / Control remoto local LOCREMCTRLLas señales de la HMI local o de un conmutador local/remotoexterno se aplican a través de los bloques funcionalesLOCREM y LOCREMCTRL al bloque funcional de control debahías (QCBAY). En el bloque funcional LOCREM, se ajustaun parámetro para elegir si las señales de conmutación



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provienen de la HMI local o de un conmutador físico externoconectado a través de entradas binarias.

Conmutador giratorio lógico para selección de funciones ypresentación LHMI SLGGIOLa función de conmutador giratorio lógico para selección defunciones y presentación LHMI (SLGGIO) (o bloque funcionalde conmutador selector) se utiliza para obtener unafuncionalidad del conmutador selector similar a la queproporciona un conmutador selector de hardware. Sonmuchas las utilidades que utilizan los conmutadoresselectores de hardware para lograr diferentes funciones apartir de los valores preajustados. Sin embargo, losconmutadores de hardware requieren mantenimientoconstante, brindan poca fiabilidad del sistema y requieren unmayor volumen de compras. Los conmutadores selectoreslógicos eliminan todos estos problemas.

Miniconmutador selector VSGGIOEl bloque funcional de miniconmutador selector VSGGIO esuna función multipropósito que se utiliza en diversasaplicaciones como conmutador de uso general.

VSGGIO se puede controlar desde el menú o desde unsímbolo en el esquema unifilar (SLD), en la HMI local.

Funciones de E/S según el estándar de comunicaciones IEC61850 DPGGIOEl bloque funcional de E/S según el estándar decomunicaciones IEC 61850 (DPGGIO) se utiliza para enviardos indicaciones a otros sistemas o equipos de lasubestación. Se utiliza, sobre todo, en las lógicas deenclavamiento y reserva en toda la estación.

Ocho señales de control genérico de un solo punto SPC8GGIOEl bloque funcional de ocho señales de control genérico deun solo punto (SPC8GGIO) es un conjunto de ocho órdenesde un solo punto, diseñadas para transmitir órdenes desdeREMOTE (SCADA) a las partes de la configuración lógica queno necesitan una amplia funcionalidad de recepción deórdenes (por ejemplo, SCSWI). De este modo, se puedenenviar órdenes simples directamente a las salidas del IED, sinconfirmación. Se supone que la confirmación (estado) delresultado de las órdenes se obtiene por otros medios, comolos bloques funcionales de entradas binarias y SPGGIO. Lasórdenes pueden ser por pulsos o continuos.

Bits de automatización AUTOBITSLa función de bits de automatización (AUTOBITS) se utilizapara configurar el manejo de órdenes según el protocoloDNP3.

11. Lógica

Lógica de disparo SMPPTRCSe proporciona un bloque funcional para el disparo de lasprotecciones para cada interruptor involucrado en el disparode una falta. Este proporciona prolongación del pulso para

asegurar un pulso de disparo de longitud suficiente, así comotoda la funcionalidad necesaria para una cooperacióncorrecta con las funciones de reenganche automático.

El bloque funcional de disparo incluye funcionalidad para elbloqueo del interruptor.

Lógica de matriz de disparo TMAGGIOLa función de lógica de matriz de disparo TMAGGIO se utilizapara dirigir señales de disparo y otras señales lógicas desalida a distintos contactos de salida en el IED.

Las señales de salida de TMAGGIO y las salidas físicaspermiten que el usuario adapte las señales a las salidasfísicas de disparo según las necesidades específicas de laaplicación.

Bloques de lógica configurablesEl usuario dispone de un número de bloques de lógica ytemporizadores para adaptar la configuración a lasnecesidades específicas de la aplicación.

• OR : bloque funcional.

• INVERTER : bloque funcional que invierte la señal deentrada.

• PULSETIMER : bloque funcional que se puede utilizar, porejemplo, para extensiones de pulsos o delimitación delfuncionamiento de salidas.

• GATE : bloque funcional que se utiliza independientementede que una señal pueda pasar desde la entrada a la salida.

• XOR : bloque funcional.

• LOOPDELAY : bloque funcional que se utiliza para retardarla señal de salida un ciclo de ejecución.

• TIMERSET : función que tiene salidas retardadas deactivación y desactivación relacionadas con la señal deentrada. El temporizador tiene un retardo ajustable.

• AND : bloque funcional.

• SRMEMORY : bloque funcional biestable que puede activaro reponer una salida desde dos entradas, respectivamente.Cada bloque tiene dos salidas, y una está invertida. Elajuste de la memoria controla si, después de unainterrupción en la alimentación, el bloque se debe reponero volver al estado previo a la interrupción. La entrada deactivación tiene prioridad.

• RSMEMORY : bloque funcional biestable que puedereponer o activar una salida desde dos entradas,respectivamente. Cada bloque tiene dos salidas, y una estáinvertida. El ajuste de la memoria controla si, después deuna interrupción en la alimentación, el bloque se debereponer o volver al estado previo a la interrupción. Laentrada de reposición tiene prioridad.



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Conversión de booleanos de 16 bits a enteros B16ILa función de conversión de booleanos de 16 bits a enteros(B16I) se utiliza para transformar un conjunto de 16 señales(lógicas) binarias en un entero.

Conversión de booleanos de 16 bits a enteros conrepresentación de nodo lógico B16IFCVILa función de conversión de booleanos de 16 bits a enteroscon representación de nodo lógico (B16IFCVI) se utiliza paratransformar un conjunto de 16 señales (lógicas) binarias enun entero.

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits IB16ALa función de conversión de enteros a booleanos de 16 bits(IB16A) se utiliza para transformar un entero en un conjuntode 16 señales (lógicas) binarias.

Conversión de enteros a booleanos de 16 bits conrepresentación de nodo lógico IB16FCVBLa función de conversión de enteros a booleanos conrepresentación de nodo lógico (IB16FCVB) se utiliza paratransformar un entero en 16 señales (lógicas) binarias.

La función IB16FCVB puede recibir valores remotos a travésde IEC 61850 según la entrada de posición del operador(PSTO).

12. Monitorización

Mediciones CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQILas funciones de medición se utilizan para obtenerinformación en línea del IED. Estos valores de serviciopermiten mostrar información en línea en la HMI local y en elsistema de automatización de subestaciones acerca de:

• las tensiones; corrientes; frecuencia; potencia activa,reactiva y aparente; y del factor de potencia medidos

• los fasores primarios y secundarios• los componentes de secuencia de la corriente• los componentes de secuencia de la tensión

Contador de eventos CNTGGIOEl contador de eventos (CNTGGIO) consta de seiscontadores que se utilizan para almacenar la cantidad deveces que se activa cada entrada del contador.

Informe de perturbaciones DRPRDRELas funciones de información de perturbaciones son las quepermiten obtener datos completos y fidedignos de lasperturbaciones en el sistema primario y/o secundario juntocon un registro continuo de eventos.

El informe de perturbaciones DRPRDRE, que siempre seincluye en el IED, obtiene datos de muestra de todas lasseñales binarias y de entrada analógicas seleccionadas que

están conectadas al bloque funcional, es decir, un máximo de40 señales analógicas y 96 señales binarias.

La funcionalidad de informes de perturbaciones incluye variasfunciones bajo un mismo nombre:

• Lista de eventos• Indicaciones• Registrador de eventos• Registrador de valores de disparo• Registrador de perturbaciones

La función de informe de perturbaciones se caracteriza poruna gran flexibilidad en cuanto a la configuración,condiciones de arranque, tiempos de registro y grancapacidad de almacenamiento.

Una perturbación se puede definir como la activación de unaentrada en los bloques funcionales AxRADR o BxRBDR, queestán ajustados para activar el registrador de perturbaciones.En el registro, se incluyen todas las señales, desde el iniciodel tiempo previo a la falta hasta el final del tiempo posteriora ella.

Todos los registros del informe de perturbaciones se guardanen el IED en formato Comtrade estándar. Lo mismo sucedecon todos los eventos, que se guardan continuamente en unamemoria intermedia. La HMI local se utiliza para obtenerinformación sobre los registros. Los archivos de informe deperturbaciones se pueden cargar en el PCM600, paraanalizarlos en más detalle con la herramienta deadministración de perturbaciones.

Lista de eventos DRPRDREUn registro continuo de eventos resulta útil para lasupervisión del sistema desde una perspectiva general y esun complemento de las funciones específicas del registradorde perturbaciones.

La lista de eventos registra todas las señales de entradasbinarias conectadas a la función de informe deperturbaciones. Puede contener hasta 1000 eventos conindicador de cronología almacenados en una memoriaintermedia.

Indicaciones DRPRDREObtener información rápida, concisa y fiable sobre lasperturbaciones en el sistema primario o secundario esimportante para conocer, por ejemplo, las señales binariasque han cambiado de estado durante una perturbación. Lainformación se utiliza en una perspectiva a corto plazo paraobtener información a través de la HMI local de maneradirecta.

Hay tres LED en la HMI local (verde, amarillo y rojo), quecomunican el estado del IED y de la función de informe deperturbaciones (activada).



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La función de lista de indicaciones muestra todas las señalesde entrada binarias seleccionadas que están conectadas a lafunción de informe de perturbaciones y que han cambiado deestado durante una perturbación.

Registrador de eventos DRPRDREEs fundamental contar con información rápida, completa yfiable sobre las perturbaciones en el sistema primario osecundario, por ejemplo, eventos con indicador de cronologíaregistrados durante las perturbaciones. Esta información seutiliza para diferentes fines a corto plazo (por ejemplo,medidas correctivas) y a largo plazo (por ejemplo, análisisfuncional).

El registrador de eventos registra todas las señales deentrada binarias seleccionadas que están conectadas con lafunción de informe de perturbaciones. Cada registro puedecontener hasta 150 eventos con indicador de cronología.

La información del registrador de eventos se puede utilizarlocalmente en el IED para las perturbaciones.

La información de registro de eventos es una parte integradadel registro de perturbaciones (archivo Comtrade).

Registrador de valores de disparo DRPRDRELa información sobre los valores previos a la falta y de faltade la corriente y la tensión son imprescindibles para laevaluación de la perturbación.

El registrador de valor de disparo calcula los valores de todaslas señales de entrada analógicas seleccionadas, conectadasa la función informe de perturbaciones. El resultado es lamagnitud y el ángulo de fase, antes y durante la falta, paracada señal de entrada analógica.

La información del registrador de valor de disparo se puedeutilizar para las perturbaciones localmente en el IED.

La información del registrador de valor de desconexión esuna parte integrada del registro de perturbaciones (archivoComtrade).

Registrador de perturbaciones DRPRDRELa función del registrador de perturbaciones proporcionainformación rápida, completa y fiable sobre lasperturbaciones en la red eléctrica. Facilita la comprensión delcomportamiento del sistema y de los equipos primarios ysecundarios asociados, durante una perturbación y despuésde ella. La información registrada se utiliza para diferentesfines en una perspectiva a corto plazo (p. ej. medidascorrectivas) y en una perspectiva a largo plazo (p. ej. análisisfuncional).

El registrador de perturbaciones adquiere muestras de datosde las señales analógicas y binarias seleccionadas,conectadas con la función de informe de perturbaciones(máximo 40 señales analógicas y 96 señales binarias). Las

señales binarias disponibles son las mismas señales que parala función del registrador de eventos.

La función se caracteriza por una gran flexibilidad y nodepende de la actuación de las funciones de protección.Puede registrar perturbaciones no detectadas por funcionesde protección.

La información del registrador de perturbaciones sobre lasúltimas 100 perturbaciones se guarda en el IED y se usa laHMI local para ver la lista de registros.

Bloque de expansión del valor medido MVEXPLas funciones de medición de corriente y tensión (CVMMXN,CMMXU, VMMXU y VNMMXU), las funciones de medición dela secuencia de corriente y tensión (CMSQI y VMSQI) y lasfunciones de E/S según el estándar de comunicaciones IEC61850 (MVGGIO) incluyen una funcionalidad de supervisiónde medición. Todos los valores medidos se puedensupervisar por medio de cuatro límites ajustables: límite bajo-bajo, límite bajo, límite alto y límite alto-alto. El bloque deexpansión del valor medido se incluyó para hacer posible latraducción de la señal de salida en valor entero de lasfunciones medidas en 5 señales binarias: por debajo dellímite bajo-bajo, por debajo del límite bajo, normal, porencima del límite alto, o por encima del límite alto-alto. Lasseñales de salida se pueden utilizar como condiciones en lalógica configurable o para fines de alarmas.

Supervisión de baterías de la estación SPVNZBATLa función de supervisión de baterías de la estaciónSPVNZBAT se utiliza para monitorizar la tensión de losterminales de las baterías.

SPVNZBAT activa las salidas de arranque y de alarmas cadavez que la tensión de los terminales de las baterías excede ellímite superior ajustado o cae por debajo del límite inferiorajustado. Para las alarmas de sobretensión y subtensión sepuede ajustar un retardo según características de tiempodefinidas.

En el modo de tiempo definido (DT), SPVNZBAT funcionadespués de un tiempo de funcionamiento predefinido y serepone cuando desaparece la condición de subtensión osobretensión de las baterías.

Función de monitorización del gas de aislamiento SSIMGLa función de monitorización del gas de aislamiento (SSIMG)se utiliza para monitorizar la condición del interruptor. Lainformación binaria basada en la presión de gas delinterruptor se utiliza como señales de entrada para la función.Además, la función emite alarmas según la informaciónrecibida.

Función de monitorización del líquido de aislamiento SSIMLLa función de monitorización del líquido de aislamiento(SSIML) se utiliza para monitorizar la condición del interruptor.La información binaria basada en el nivel de aceite del



ABB 21

interruptor se utiliza como señales de entrada para la función.Además, la función emite alarmas según la informaciónrecibida.

Monitorización del interruptor SSCBRLa función de monitorización de la condición del interruptorSSCBR se utiliza para monitorizar diferentes parámetros delinterruptor. Cuando la cantidad de operaciones alcanza unvalor predefinido, el interruptor requiere mantenimiento. Laenergía se calcula a partir de las corrientes de entrada

medidas, como la suma de los valores Iyt. Cuando los valorescalculados exceden los ajustes del valor umbral, se emitenalarmas.

La función incluye una funcionalidad de bloqueo. Si así sedesea, se pueden bloquear las salidas de la función.

13. Medidas

Lógica de contador de pulsos PCGGIOLa función de contador de pulsos (PCGGIO) cuenta lospulsos binarios generados de forma externa, por ejemplo, lospulsos que proceden de un medidor de energía externo, parael cálculo de los valores de consumo de energía. El módulode entradas y salidas binarias (BIO) captura los pulsos ydespués la función de PCGGIO los lee. Se dispone de unvalor de servicio en escala en el bus de estación.

Función de cálculo de energía y administración de lademanda ETPMMTRLas salidas de la función de mediciones (CVMMXN) sepueden utilizar para calcular el consumo de energía. Losvalores activos y reactivos se calculan en la dirección deimportación y exportación. Los valores se pueden leer ogenerar como pulsos. Los valores de potencia de máximademanda también se calculan con esta función.

14. Interfaz hombre-máquina

HMI local

GUID-23A12958-F9A5-4BF1-A31B-F69F56A046C7 V2 ES

Figura 6. Interfaz hombre-máquina local

La LHMI del IED contiene los siguientes elementos:• Pantalla (LCD)• Botones• Indicadores LED• Puerto de comunicación

La LHMI se utiliza para ajustar, monitorizar y controlar .

La interfaz hombre-máquina local, LHMI, incluye una pantallaLCD gráfica monocromática, con una resolución de 320x240píxeles. El tamaño de los caracteres puede variar según elidioma seleccionado. La cantidad de caracteres y de filas quese pueden visualizar por vez depende del tamaño de loscaracteres y de la vista seleccionada.

La LHMI se puede separar de la unidad principal. La LHMIseparada se puede montar en la pared a una distanciamáxima de cinco metros de la unidad principal. Las unidadesestán conectadas con el cable Ethernet que viene de fábrica.

La LHMI es sencilla y fácil de entender. La placa frontal estádividida en zonas, cada una con una funcionalidad biendefinida:

• LEDs de indicación de estado• LEDs de indicación de alarmas, que pueden marcar tres

estados mediante los colores verde, amarillo y rojo, ycon etiquetas que puede preparar el usuario. Todos losLEDs se pueden configurar desde la herramienta PCM600

• Pantalla de cristal líquido (LCD)



22 ABB

• Teclado numérico con botones para fines de control ynavegación, conmutador para seleccionar entre controllocal y remoto, y reposición

• Cinco botones de función programables• Un puerto de comunicación RJ45 para el PCM600

15. Funciones básicas del IED

Autosupervisión con lista de eventos internosLa función de autosupervisión con lista de eventos internos(INTERRSIG y SELFSUPEVLST) reacciona ante los eventosinternos del sistema, generados por los diferentes elementosde autosupervisión incorporados. Los eventos internos seguardan en una lista de eventos internos.

Sincronización horariaUtilice la sincronización horaria para lograr una base horariacomún para todos los IEDs de un sistema de protección ycontrol. Esto hace posible la comparación de eventos y datosde perturbaciones entre todos los IEDs de un sistema.

Los eventos internos y las perturbaciones con indicadores decronología resultan muy útiles a la hora de evaluar las faltas.Sin una sincronización horaria, solo se pueden comparar loseventos que se encuentran dentro de un IED. Gracias a lasincronización horaria se pueden comparar eventos yperturbaciones de toda la subestación, e incluso dediferentes extremos de líneas.

La hora interna del IED se puede sincronizar desde variasfuentes:

• SNTP• IRIG-B• DNP• IEC60870-5-103

Grupos de ajuste de parámetros ACTVGRPUtilice los cuatro grupos de ajustes para optimizar elfuncionamiento del IED en diferentes condiciones del sistema.La creación y la conmutación entre distintos juegos deajustes bien definidos, ya sea desde la HMI local o desde lasentradas binarias configurables, dan como resultado un IEDaltamente adaptable, capaz de responder a distintassituaciones del sistema.

Funcionalidad del modo de pruebas TESTMODELos IEDs de protección y control tienen muchas funcionesincluidas. Para que el procedimiento de pruebas sea mássencillo, los IEDs incluyen una característica que permitebloquear una, varias o todas las funciones.

Existen dos maneras de entrar en el modo de pruebas:

• Mediante la activación de una señal de entrada delbloque funcional TESTMODE

• Mediante el ajuste del IED en el modo de pruebas desdela HMI local

Cuando el IED se encuentra en el modo de pruebas, todaslas funciones se bloquean.

Las funciones se pueden desbloquear de manera individual,según la funcionalidad y señalización de eventos. Estopermite que el usuario siga el funcionamiento de una o variasfunciones relacionadas, para controlar su funcionalidad ypartes de la configuración, entre otras cosas.

Función de bloqueo de cambios CHNGLCKLa función de bloqueo de cambios (CHNGLCK) se utiliza parabloquear cambios adicionales en la configuración y losajustes del IED una vez terminada la puesta en servicio. Elobjetivo es evitar cambios involuntarios en la configuracióndel IED después de cierto momento.

Estado de autorizaciones ATHSTATLa función de estado de autorizaciones (ATHSTAT) es unbloque funcional de indicación para el inicio de sesión de losusuarios.

Comprobación de autorización ATHCHCKPara proteger los intereses de nuestros clientes, tanto el IEDcomo las herramientas que tienen acceso al IED estánprotegidos mediante el manejo de autorizaciones. El manejode autorizaciones para el IED y el PCM6000 estáimplementado en los dos puntos de acceso al IED:

• local, a través de la HMI local, y• remoto, a través de los puertos de comunicación

16. Comunicación de estaciones

Protocolo de comunicación IEC 61850-8-1El IED admite los protocolos de comunicación IEC 61850-8-1y DNP3 por TCP/IP. Toda la información y los controles defuncionamiento están disponibles a través de estosprotocolos. Sin embargo, algunas funciones decomunicación, por ejemplo, la comunicación horizontal(GOOSE) entre los IEDs, solo se habilitan mediante elprotocolo de comunicación IEC 61850-8-1.

El IED incluye un puerto Ethernet óptico posterior para elestándar de comunicación de subestación IEC 61850-8-1. Elprotocolo IEC 61850-8-1 permite que dispositivos eléctricosinteligentes (IED) de distintos fabricantes intercambieninformación, y simplifica el diseño del sistema. Lacomunicación punto a punto según GOOSE forma parte delestándar. Permite la lectura de archivos de perturbaciones.

Se puede acceder a los archivos de perturbaciones a travésdel protocolo IEC 61850-8-1. Los archivos de perturbacionesestán disponibles a través de FTP para cualquier aplicación



ABB 23

basada en Ethernet, en el formato estándar Comtrade.Además, el IED envía y recibe valores binarios, valores de dospuntos y valores medidos (por ejemplo de las funcionesMMXU), junto con su calidad, a través del perfil GOOSE delprotocolo IEC 61850-8-1. El IED cumple los requisitos derendimiento de GOOSE para aplicaciones de disparo ensubestaciones, según los define el estándar IEC 61850. ElIED interopera con otros IED, herramientas y sistemas quecumplen con el protocolo IEC 61850, y comunica eventossimultáneamente a cinco clientes distintos a través del bus deestación de IEC 61850.

El sistema de eventos tiene un limitador de velocidad parareducir la carga del CPU. Cada canal de eventos tiene unacapacidad de 10 eventos/segundo. Si se excede lacapacidad, la transmisión del canal de eventos se bloqueahasta que los cambios de eventos estén por debajo de lacapacidad, sin que se pierda ningún evento.

Todos los conectores de comunicación, excepto el conectordel puerto frontal, están colocados en módulos decomunicación integrados. El IED se conecta con los sistemasde comunicación basados en Ethernet a través de unconector LC multimodo de fibra óptica (100BASE-FX).

El IED admite los métodos de sincronización horaria SNTP eIRIG-B con una resolución de sellado de tiempo de 1 ms.

• Basados en Ethernet: SNTP y DNP3• Con cableado de sincronización horaria: IRIG-B

El IED admite los métodos de sincronización horaria según elprotocolo IEC 60870-5-103 con una resolución de sellado detiempo de 5 ms.

Tabla 1. Alternativas admitidas de protocolo e interfaz decomunicación

Interfaces/Protocolos

Ethernet100BASE-FX LC

Conector ST

IEC 61850-8-1

DNP3

IEC 60870-5-103

= admitido

Comunicación horizontal a través de GOOSE paraenclavamientoLa comunicación a través de GOOSE se puede utilizar paraintercambiar información entre los IEDs por medio del bus decomunicación de estación de IEC 61850-8-1. Por lo general,se utiliza para enviar indicaciones sobre la posición de losaparatos para señales de enclavamiento o reserva para elcontrol 1 de n. GOOSE también se puede utilizar paraintercambiar cualquier valor medido booleano, entero, de dospuntos y analógico entre los IEDs.

Protocolo DNP3DNP3 (Protocolo de red de procesamiento distribuido) es unconjunto de protocolos de comunicación que se utilizan paracomunicar datos entre los componentes de los sistemas deautomatización de procesos. Para obtener una descripcióndetallada del protocolo DNP3, consulte el manual delprotocolo de comunicación DNP3.

Protocolo de comunicación IEC 60870-5-103IEC 60870-5-103 es un protocolo no equilibrado (maestro-esclavo) para intercambiar información con un sistema decontrol mediante la comunicación en serie con código de bitsy con una velocidad de transferencia de datos de hasta 38400 bits. En la terminología de IEC, una estación primaria esun maestro y una estación secundaria es un esclavo. Lacomunicación se basa en el principio punto a punto. Elmaestro debe tener software que pueda interpretar losmensajes de la comunicación IEC 60870-5-103.

17. Descripción del hardware

Disposición y dimensionesAlternativas de montajeExisten las siguientes alternativas de montaje (protecciónIP40 desde la parte frontal):

• "Kit" de montaje en "rack" de 19”• "Kit" de montaje mural• Kit de montaje empotrado• Kit de montaje en "rack" doble de 19"

Consulte en pedidos las distintas alternativas de montajedisponibles.



24 ABB

Montaje empotrado del IED

H

I

K

J

C

F

G

B

A

ED

IEC09000672.ai

IEC09000672 V1 EN

Figura 7. Montaje empotrado del IED en un panel cortado

A 240 mm G 21,55 mm

B 21,55 mm H 220 mm

C 227 mm I 265,9 mm

D 228,9 mm J 300 mm

E 272 mm K 254 mm

F ∅6 mm

A

B

C

IEC09000673.ai

IEC09000673 V1 EN

Figura 8. IED empotrado

A 222 mm

B 27 mm

C 13 mm

Montaje en "rack" del IED

A C

B

E

D

IEC09000676.ai

IEC09000676 V1 EN

Figura 9. IED montado en "rack"

A 224 mm + 12 mm con conector en anillo

B 25,5 mm

C 482,6 mm (19")

D 265,9 mm (6U)

E 13 mm

A

BC

E

D

IEC09000677.ai

IEC09000677 V1 EN

Figura 10. Dos IEDs montados en "rack", uno al lado del otro

A 224 mm + 12 mm con conector en anillo

B 25,5 mm

C 482,6 mm (19")

D 13 mm

E 265,9 mm (6U)



ABB 25

Montaje mural del IED

C

F

G

B

A

ED

IEC09000678.ai

IEC09000678 V1 EN

Figura 11. Montaje mural del IED

A 270 mm E 190,5 mm

B 252,5 mm F 296 mm

C ∅6,8 mm G 13 mm

D 268,9 mm

GUID-5C185EAC-13D0-40BD-8511-58CA53EFF7DE V1 ES

Figura 12. Unidad principal y pantalla LHMI independiente

A 25,5 mm E 258,6 mm

B 220 mm F 265,9 mm

C 13 mm G 224 mm

D 265,9 mm



26 ABB

18. Esquemas de conexión

1MRK006501-NB-2-PG-1.1-IEC V1 EN

Figura 13. Designación para 6U, caja 1/2 x19" con 1 TRM y 1 AIM

Módulo Ranura Posición posterior

COM pCOM X0, X1, X4, X9, X304

PSM pPSM X307, X309, X410

TRM p2 X101, X102

AIM p4 X103, X104

BIO p5 X331, X334

BIO p6 X336, X339



ABB 27

Esquemas de conexión para REG650 B01


Figura 14. Módulo de comunicación (COM)


Figura 15. Módulo de alimentación (PSM) 48-125 V CC




Figura 17. Módulo de transformadores (TRM)



28 ABB


Figura 18. Módulo de entradas analógicas (AIM)


Figura 19. Opción de entrada/salida binaria (BIO) (Terminal X331,X334)

Esquemas de conexión para REG650 B05

1MRK006501-PB-3-PG-1.1-IEC V1 EN

Figura 20. Módulo de comunicación (COM)





ABB 29




Figura 23. Módulo de transformadores (TRM)


Figura 24. Módulo de entradas analógicas (AIM)


Figura 25. Opción de entrada/salida binaria (BIO) (Terminal X331,X334)



30 ABB

19. Datos técnicos

General

Definiciones

Valor dereferencia

El valor especificado de un factor influyente al que se refieren las características de un equipo

Rango nominal El rango de valores de una cantidad influyente (factor) dentro del cual, bajo condiciones específicas, el equipo cumple conlos requisitos especificados

Rango operativo El rango de valores de una cantidad de energización dada para el cual el equipo, bajo condiciones específicas, es capaz deejecutar las funciones para las que se ha diseñado de acuerdo con los requisitos especificados

Cantidades de alimentación, valores nominales y límitesEntradas analógicas

Tabla 2. Entradas de energización

Descripción Valor

Frecuencia nominal 50/60 Hz

Rango de funcionamiento Frecuencia nominal ± 5 Hz

Entradas de corriente Corriente nominal, In 0,1/0,5 A1) 1/5 A2)

Capacidad de tolerancia térmica:

• Continuamente 4 A 20 A

• Durante 1 s 100 A 500 A

• Durante 10 s 20 A 100 A

Tolerancia de corrientes dinámicas:

• Valor de media onda 250 A 1250 A

Impedancia de entrada <100 mΩ <20 mΩ

Entradas de tensión Tensión nominal, Un 100 V CA/ 110 V CA/ 115 V CA/ 120 V CA

Tolerancia de tensión:

• Continua 420 V rms

• Durante 10 s 450 V rms

Carga en la tensión nominal <0,05 VA

1) Corriente residual2) Corrientes de fase o corriente residual



ABB 31

Tensión CC auxiliar

Tabla 3. Fuente de alimentación

Descripción Tipo 1 Tipo 2

Uauxnominal 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 y 60 Hz 48, 60, 110, 125 V CC

110, 125, 220, 250 V CC

Uauxvariación 85...110% de Un (85...264 V CA) 80...120% de Un (38,4...150 V CC)

80...120% de Un (88...300 V CC)

Carga máxima de la fuente auxiliar de tensión 35 W

Ondulación en la tensión de la CC auxiliar Máx. 15% del valor de la CC (a una frecuencia de 100 Hz)

Tiempo máximo de interrupción en la tensión dela CC auxiliar sin reposición del IED

50 ms en Uaux

Entradas y salidas binarias

Tabla 4. Entradas binarias

Descripción Valor

Rango de funcionamiento Tensión máxima de entrada 300 V CC

Tensión nominal 24...250 V CC

Drenaje de corriente 1,6...1,8 mA

Consumo de energía/entrada <0,3 W

Tensión umbral 15...221 V CC (parametrizable en el rango en etapas de 1% de la tensiónnominal)

Tabla 5. Salida de señal y salida IRF

Relé IRF y relé de salida de señal tipo biestable

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V CA/CC

Paso de corriente permanente del contacto 5 A

Cierre y paso de corriente durante 3 s 10 A

Cierre y paso de corriente durante 0,5 s 30 A

Capacidad de corte cuando la constante de tiempo del circuito decontrol L/R<40 ms, en U< 48/110/220 V CC

≤0.5 A/≤0.1 A/≤0.04 A

Tabla 6. Relés de salida de potencia eléctrica sin función TCS

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V CA/CC





≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A



32 ABB

Tabla 7. Relés de salida de potencia eléctrica con función TCS

Descripción Valor

Tensión nominal 250 V CC





≤1 A/≤0,3 A/≤0,1 A

Rango de tensiones de control 20...250 V CC

Drenaje de corriente a través del circuito de supervisión ~1 mA

Tensión mínima a través del contacto TCS 20 V CC

Tabla 8. Interfaces Ethernet

Interfaces Ethernet Protocolo Cable Velocidad de transferencia dedatos

Puerto LAN/HMI (X0)1) - CAT 6 S/FTP o mejor 100 MBits/s

LAN1 (X1) Protocolo TCP/IP Cable de fibra óptica con conectorLC

100 MBits/s

1) Solo disponible en la opción con HMI externa.

Tabla 9. Enlace de comunicación de fibra óptica

Longitud de onda Tipo de fibra Conector Atenuación de ruta permitida1) Distancia

1300 nm MM Centro de fibrade vidrio de 62,5/125μm

LC <8 dB 2 km

1) Atenuación máxima permitida para los conectores y el cable juntos

Tabla 10. Interfaz X4/IRIG-B

Tipo Protocolo Cable

Terminal de tornillos, cabezal defila de clavijas

IRIG-B Cable de par trenzado blindadoRecomendado: CAT 5, Belden RS-485 (9841- 9844) o Alpha Wire(Alpha 6222-6230)

Tabla 11. Interfaz serial posterior

Tipo Conector del contador

Puerto serial (X9) Puerto serial para fibra óptica, tipo ST para IEC 60870-5-103

Factores de influencia

Tabla 12. Grado de protección de relé empotrado

Descripción Valor

Lado frontal IP 40

Parte posterior, terminales de conexión IP 20



ABB 33

Tabla 13. Grado de protección de la LHMI

Descripción Valor

Frontal y lateral IP 42

Tabla 14. Condiciones ambientales

Descripción Valor

Rango de temperatura de funcionamiento -25...+55 ºC (continua)

Rango de temperatura de servicio corto -40...+70 ºC (<16h)Atención: Degradación en el rendimiento de MTBF y la HMI fuera delrango de temperatura de -25...+55 ºC

Humedad relativa <93%, sin condensar

Presión atmosférica 86...106 kPa

Altitud hasta 2000 m

Rango de temperatura de transporte y almacenaje -40...+85 ºC

Tabla 15. Pruebas ambientales

Descripción Valor de prueba de tipo Referencia

Pruebas de frío funcionamiento almacenaje

96 h a -25 ºC16 h a -40 ºC 96 h a -40 ºC

IEC 60068-2-1

Pruebas de calorseco

funcionamiento almacenaje

16 h a +70 ºC 96 h a +85 ºC

IEC 60068-2-2

Pruebas de calorhúmedo

estadopermanente cíclicas

240 h a +40 ºChumedad 93% 6 ciclos a +25 hasta +55 ºChumedad 93...95%

IEC 60068-2-78 IEC 60068-2-30



34 ABB

Ensayos tipo según las normativas

Tabla 16. Pruebas de compatibilidad electromagnética


100 kHz y 1 MHz Prueba de perturbación deráfagas

IEC 61000-4-18IEC 60255-22-1, nivel 3

• Modo común 2,5 kV

• Modo diferencial 1 kV

Prueba de descarga electroestática IEC 61000-4-2IEC 60255-22-2, nivel 4

• Descarga de contacto 8 kV

• Descarga en el aire 15 kV

Pruebas de interferencia de radiofrecuencias

• Conducida, modo común 10 V (rms), f=150 kHz...80 MHz IEC 61000-4-6IEC 60255-22-6, nivel 3

• Radiada, modulada por amplitudes 20 V/m (rms), f=80...1000 MHz y f=1,4...2,7 GHz IEC 61000-4-3IEC 60255-22-3, nivel 3

Pruebas de perturbación transitoria rápida IEC 61000-4-4IEC 60255-22-4, clase A

• Puertos de comunicación 2 kV

• Otros puertos 4 kV

Prueba de inmunidad de ondas IEC 61000-4-5IEC 60255-22-5, nivel 3/2

• Comunicación 1 kV entre conductor y tierra

• Otros puertos 2 kV entre conductor y tierra, 1 kV entreconductores

Campo magnético a frecuencia industrial (50Hz)

IEC 61000-4-8, nivel 5

• 3 s 1000 A/m

• Continua 100 A/m

Prueba de inmunidad de frecuencia industrial• Modo común

• Modo diferencial

300 V rms 150 V rms

IEC 60255-22-7, clase AIEC 61000-4-16

Bajones de tensión e interrupciones cortas Bajones:40%/200 ms70%/500 msInterrupciones:0-50 ms: Sin reinicio0...∞ s: Comportamiento correcto cuando norecibe alimentación

IEC 60255-11IEC 61000-4-11

Pruebas de emisiones electromagnéticas EN 55011, clase AIEC 60255-25

• Conducida, emisión RF (terminalesprincipales)

0,15...0,5 MHz < 79 dB(µV) cuasi valor máximo< 66 dB(µV) promedio



ABB 35

Tabla 16. Pruebas de compatibilidad electromagnética, continuación


0,5...30 MHz < 73 dB(µV) cuasi valor máximo< 60 dB(µV) promedio

• Emisión RF radiada

30...230 MHz < 40 dB(µV/m) cuasi valor máximo, medido a10 m de distancia

230...1000 MHz < 47 dB(µV/m) cuasi valor máximo, medido a10 m de distancia

Tabla 17. Pruebas de aislamiento


Pruebas dieléctricas: IEC 60255-5

• Tensión de la prueba 2 kV, 50 Hz, 1 min1 kV, 50 Hz, 1 min, comunicación

Prueba de tensión de impulsos: IEC 60255-5

• Tensión de la prueba 5 kV, impulsos unipolares, forma de onda1,2/50 μs, energía fuente 0,5 J1 kV, impulsos unipolares, forma de onda1,2/50 μs, energía fuente 0,5 J, comunicación

Mediciones de la resistencia de aislamiento IEC 60255-5

• Resistencia de aislamiento >100 MΏ, 500 V CC

Resistencia de vinculación protectora IEC 60255-27

• Resistencia <0.1 Ώ (60 s)

Tabla 18. Pruebas mecánicas

Descripción Referencia Requerimiento

Pruebas de la respuesta de vibración(sinusoidal)

IEC 60255-21-1 Clase 2

Prueba de resistencia a la vibración IEC60255-21-1 Clase 1

Prueba de la respuesta a choques IEC 60255-21-2 Clase 1

Prueba de resistencia a los choques IEC 60255-21-2 Clase 1

Prueba de golpes IEC 60255-21-2 Clase 1

Prueba sísmica IEC 60255-21-3 Clase 2

Seguridad del producto

Tabla 19. Seguridad del producto

Descripción Referencia

Directiva BT 2006/95/EC

Norma EN 60255-27 (2005)



36 ABB

Cumplimento de EMC

Tabla 20. Compatibilidad electromagnética

Descripción Referencia

Directiva de EMC 2004/108/EC

Norma EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)



ABB 37

Protección diferencial

Tabla 21. Protección diferencial de transformadores T2WPDIF, T3WPDIF

Función Rango o valor Precisión

Característica de funcionamiento Adaptable ± 1% de Ir para I < Ir± 1% de Ir para I > Ir

Relación de reposición >94% -

Límite de corriente diferencial no restringida (1-50)xIBase endevanado de altatensión

± 1% del valor ajustado

Función de sensibilidad básica (0,05 - 0,6) x IBase ± 1% de Ir

Corriente mínima de secuencia negativa (0,02 - 0,2) x IBase ± 1% de It

Ángulo de funcionamiento, secuencianegativa

(30 - 90) grados ± 1 grado

Bloqueo por segundo armónico (5-100)% de lacorriente diferencialfundamental

± 2% de Ir

Bloqueo por quinto armónico (5-100)% de lacorriente diferencialfundamental

± 12% de Ir

Tipo de conexión para cada devanado Y o D -

Desplazamiento de fase entre devanado dealta tensión, W1, y cada uno de losdevanados, W2 y W3. Notación de hora

0–11 -

Tiempo de funcionamiento, funciónrestringida

25 ms típicamente en 0a 5 x Ib

-

Tiempo de reposición, función restringida 25 ms típicamente en 5a 0 x Ib

-

Tiempo de funcionamiento, función norestringida

20 ms típicamente en 0a 5 x Ib

-

Tiempo de reposición, función no restringida 25 ms típicamente en 5a 0 x Ib

-

Tabla 22. Protección diferencial monofásica de alta impedancia HZPDIF


Tensión de funcionamiento (20-400) VI=U/R

± 1% de Ir


Máxima tensión permanente U>Disparo2/resistor en serie ≤200 W -

Tiempo de funcionamiento 15 ms típicamente en 0 hasta 10 x Ud -

Tiempo de reposición 90 ms típicamente en 10 a 0 x Ud -

Tiempo de impulso crítico 2 ms típicamente en 0 a 10 x Ud -



38 ABB

Tabla 23. Protección diferencial de generadores GENPDIF


Relación de reposición > 90% -

Límite de corriente diferencial no restringida (1-50)p.u. de IBase ± 1% del valor ajustado

Función de sensibilidad básica (0,05–1)p.u. de IBase ± 1% de Ir

Nivel de corriente de secuencia negativa (0,02–0,2)p.u. de IBase ± 1.0% de Ir

Tiempo de funcionamiento, funciónrestringida

40 ms típicamente, ennivel de ajuste de 0hasta 2 x

-

Tiempo de reposición, función restringida 40 ms típicamente, ennivel de ajuste de 2hasta 0 x

-

Tiempo de funcionamiento, función norestringida

20 ms típicamente, ennivel de ajuste de 0hasta 5 x

-

Tiempo de reposición, función no restringida 40 ms típicamente, ennivel de ajuste de 5hasta 0 x

-

Tiempo de funcionamiento, función norestringida de secuencia negativa

15 ms típicamente en 0a 5 x nivel definido

-

Tiempo de pulso crítico, función norestringida

2 ms típicamente en 0a 5 x nivel definido

-



ABB 39

Protección de impedancia

Tabla 24. Protección de subimpedancia para generadores y transformadores ZGPDIS


Cantidad de zonas 3 -

Impedancia de secuencia positiva haciadelante

(0,005-3000) Ω/fase ± 2% de precisión estáticaCondiciones:• Rango de tensión: (0,1-1,1) x Ur

• Rango de corriente: (0,5-30) x Ir• Ángulo: a 0 grados y 85 grados

Impedancia de secuencia positiva inversa (0,005-3000) Ω/fase -

Ángulo para impedancia de secuenciapositiva,

(10-90) grados -

Temporizadores (0-60) s ± 0,5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamiento 55 ms típicamente -

Relación de reposición 105% típicamente -

Tabla 25. Pérdida de excitación LEXPDIS


Desplazamiento X de puntosuperior Mho

(–1000–1000)% de ZBase ± 2.0% de Ur/Ir

Diámetro de círculo Mho (0–3000)% de ZBase ± 2.0% de Ur/Ir

Temporizadores (0.00–6000.00) s ± 0,5% ± 25 ms

Tabla 26. Protección contra pérdida de sincronismo OOSPPAM

Función Rango o valor Precisión Comentario

VOLTAGE 0,1 – 2 UBase Mejor que ±1,5% del valor real o 1% delvalor nominal, el que sea mayor

Mejor que ±0,5% a tensión nominal

CURRENT 0,1 – 5 IBase Mejor que ±1.0 % del valor real o 1% delvalor nominal, el que sea mayor

Mejor que ±0,5% a corriente nominal

X 0,1 – 2 UBase; 0,1 – 5IBase

Mejor que ±3% del valor real o 3% deZbase, el que sea mayor

Mejor que ±1% a corriente y tensión nominales

R 0,1 – 2 UBase; 0,1 – 5IBase

Mejor que ±3% del valor real o 3% deZbase, el que sea mayor


P 0,1 – 2 UBase; 0,1 – 5IBase

Mejor que ±3% del valor real o ±3% de Snominal, el que sea mayor


Q 0,1 – 2 UBase; 0,1 – 5IBase

Mejor que ±3% del valor real o ±3% de Snominal, el que sea mayor


ROTORANG Mejor que ±6 grados Mejor que ±3 grados a corriente y tensiónnominales

SLIPFREQ 0,1 – 10 Hz Mejor que ±50 mHz En condiciones estables con deslizamientoconstante

UCOSPHI 0,1 – 2 UBase; 0,1 – 5IBase

Mejor que ±3% del valor real o 3% deUBase, el que sea mayor



40 ABB

Tabla 27. Delimitación de carga LEPDIS


Criterios para la delimitación decarga:Resistencia de carga, haciadelante y hacia atrásÁngulo de seguridad de laimpedancia de carga

(1–3000) Ω/fase(5-85) grados

± 5% de precisión estática± 2 grados de precisión angular estáticaCondiciones:Rango de tensión: (0,1-1,1) x Ur

Rango de corriente: (0,5-30) x IrÁngulo: a 0 grados y 85 grados

Relación de reposición 105% típicamente -

Protección de corriente

Tabla 28. Protección de sobreintensidad de fases de cuatro etapas OC4PTOC

Función Rango de ajuste Precisión

Corriente de funcionamiento (5-2500)% de lBase ± 1% de Ir en I ≤ Ir± 1.0% de I a I > Ir


Corriente de funcionamientomínima

(1-10 000)% de lBase ± 1% de Ir en I ≤ Ir±1% de I en I >Ir

Retardo independiente (0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms

Tiempo mínimo defuncionamiento para lascaracterísticas inversas

(0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms

Características inversas,consultar la tabla 68, tabla 69 yla tabla 70

17 tipos de curvas Consultar la tabla 68, tabla 69 yla tabla 70

Tiempo de funcionamiento,función no direccional dearranque

20 ms típicamente en 0 a 2 x Idefinido -

Tiempo de reposición, funciónno direccional de arranque


Tiempo de funcionamiento,función direccional de arranque


Tiempo de reposición, funcióndireccional de arranque


Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 0 a 2 x Idefinido -

Tiempo de rango de impulso 15 ms típicamente -



ABB 41

Tabla 29. Protección de sobreintensidad residual de cuatro etapas EF4PTOC


Corriente de funcionamiento (1-2500)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir


Corriente de funcionamientopara comparación direccional

(1–100)% de lBase ± 1.0% de Ir

Corriente de funcionamientomínima

(1-10 000)% de lBase ± 1% de Ir en I < Ir ± 1% de I en I< Ir

Tiempo mínimo defuncionamiento paracaracterísticas inversas

(0-60) s ± 0,5% ± 25 ms

Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms



Tensión de polarización mínima (1–100)% de UBase ± 0.5% de Ur

Corriente de polarización mínima (2-100)% de IBase ±1% de Ir

Parte real de la fuente Z utilizadapara la polarización de corriente

(0.50-1000.00) W/fase -

Parte imaginaria de la fuente Zutilizada para la polarización decorriente

(0.50–3000.00) W/fase -

Tiempo defuncionamiento,función nodireccional de arranque

30 ms típicamente en 0,5 a 2 x Idefinido -

Tiempo de reposición, función nodireccional de arranque

30 ms típicamente en 2 a 0,5 x Idefinido -

Tiempo de funcionamiento,función direccional de arranque

30 ms típicamente en 0,5 a 2 x IN -

Tiempo de reposición, funcióndireccional de arranquearranque

30 ms típicamente en 2 a 0,5 x IN -



42 ABB

Tabla 30. Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible SDEPSDE


Nivel de funcionamiento parasobreintensidad residualdireccional de 3l0·cosj

(0,25-200)% de lBase Con ajuste bajo:(2.5-10) mA(10-50) mA

± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±0,5 mA±1 mA

Nivel de funcionamiento parapotencia residual direccional de3l0·3U0 · cosj

(0,25-200)% de SBase Con ajuste bajo:(0,25-5)% de SBase

± 1.0% de Sr a S £ Sr

± 1.0% de S a S > Sr

± 10% del valor definido

Nivel de funcionamiento parasobreintensidad residual de 3l0 yj


± 1.0% de Ir a £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±0,5 mA±1 mA

Nivel de funcionamiento parasobreintensidad no direccional

(1-400)% de lBase Con ajuste bajo:(10-50) mA

± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ± 1.0 mA

Nivel de funcionamiento para lasobretensión residual nodireccional

(1-200)% de UBase ± 0.5% de Ur a U£Ur

± 0.5% de U a U > Ur

Corriente de desbloqueoresidual para todos los modosdireccionales


± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir ±0,5 mA± 1 mA

Tensión de desbloqueo residualpara todos los modosdireccionales

(1-300)% de UBase ± 0.5% de Ur a U£Ur

± 0.5% de U a U > Ur


Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0,5% ±25 ms


17 tipos de curvas Consultar la tabla 68, tabla 69 yla tabla 70Clase 5 + 150 ms

Ángulo característico del reléRCA

(-179 a 180) grados ± 2.0 grados

Ángulo de funcionamiento delrelé ROA

(0-90) grados ± 2.0 grados

Tiempo de funcionamiento,sobreintensidad residual nodireccional


Tiempo de reposición,sobreintensidad residual nodireccional

90 ms típicamente en 1,2 a 0,5 x Idefinido -

Tiempo de funcionamiento,sobretensión residual nodireccional

70 ms típicamente en 0,8 a 1,5 x Udefinido -



ABB 43

Tabla 30. Protección de sobreintensidad y potencia residual, direccional y sensible SDEPSDE, continuación


Tiempo de reposición,sobretensión residual nodireccional

120 ms típicamente en 1,2 a 0,8 x Udefinido -

Tiempo de funcionamiento,sobreintensidad residualdireccional


Tiempo de reposición,sobreintensidad residualdireccional

170 ms típicamente en 2 a 0,5 x Idefinido -

Tiempo crítico de pulsos parasobreintensidad residual nodireccional

100 ms típicamente en 0 a 2 x Idefinido

20 ms típicamente en 0 a 10 x Idefinido

--

Tiempo de margen de pulsospara sobreintensidad residual nodireccional

25 ms típicamente -

Tabla 31. Protección de sobrecarga térmica, dos constantes de tiempo TRPTTR


Corriente de base 1 y 2 (30-250)% de IBase ± 1.0% de Ir

Tiempo de funcionamiento:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 ES (Ecuación 1)

I = Imedido

Ip = corriente de carga antes dela sobrecargaConstante de tiempo τ = (1–500)minutos

IEC 60255–8, clase 5 + 200 ms

Nivel de alarma 1 y 2 (50–99)% del valor de disparopor contenido de calor

± 2.0% de disparo por contenido de calor

Corriente de funcionamiento (50-250)% de IBase ± 1.0% de Ir

Temperatura de nivel dereposición

(10–95)% de disparo porcontenido de calor

± 2.0% de disparo por contenido de calor



44 ABB

Tabla 32. Protección de fallo de interruptor CCRBRF


Corriente de fase de funcionamiento (5-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir

Relación de reposición, corriente de fase > 95% -

Corriente residual de funcionamiento (2-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir

Relación de reposición, corriente residual > 95% -

Nivel de corriente de fase para bloqueo de la función de contacto (5-200)% de lBase ± 1.0% de Ir a I £ Ir± 1.0% de I a I > Ir


Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tiempo de funcionamiento para la detección de corriente 35 ms típicamente -

Tiempo de reposición para la detección de corriente 10 ms máximo -

Tabla 33. Protección de discordancia de polos CCRPLD


Valor de funcionamiento, nivelde asimetría de corrientes

(0-100) % ± 1% de Ir


Retardo (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tabla 34. Protección de mínima/máxima potencia direccional GOPPDOP, GUPPDUP


Nivel de potencia (0-500)% de SBase ± 1.0% de Sr a S < Sr

± 1% de S en S > Sr1)

(1-2)% de SBase < ± 50% del valor ajustado 2)

(2-10)% de SBase < ± 20% del valor ajustado 3)

Ángulo característico (-180.0–180.0) grados 2 grados

Temporizadores (0,01-6000) s ± 0,5% ± 25 ms

1) Precisión válida para 50 Hz. En 60 Hz, ambas precisiones son de ±2%2) Precisión válida para 50 Hz. En 60 Hz, la precisión es de -50/+100%3) Precisión válida para 50 Hz. En 60 Hz, la precisión es de ±40%



ABB 45

Tabla 35. Protección contra energización accidental de generadores síncronos AEGGAPC


Valor de funcionamiento, sobreintensidad (2-900)% de IBase ± 1% de Ir en I<Ir± 1% de I en I>Ir

Relación de reposición, sobreintensidad >95% -

Sobrealcance transitorio, función de sobreintensidad <20% en τ = 100 ms -

Tiempo crítico de pulsos, sobreintensidad 10 ms típicamente en 0 a 2 x Iajuste -

Tiempo de margen de pulsos, sobreintensidad 15 ms típicamente -

Valor de funcionamiento, subtensión (2-200)% de UBase ± 0,5% de Ur en U<Ur

± 0,5% de U en U>Ur

Tiempo crítico de pulsos, subtensión 10 ms típicamente en 2 a 0 x Uajuste -

Tiempo de margen de pulsos, subtensión 15 ms típicamente -

Valor de funcionamiento, sobretensión (2-200)% de UBase ± 0,5% de Ur en U<Ur

± 0,5% de U en U>Ur


Tabla 36. Protección de sobreintensidad de tiempo de secuencia negativa para máquinas NS2PTOC


Valor de funcionamiento, etapas 1 y 2, sobreintensidad desecuencia negativa

(3-500)% de IBase ± 1% de Ir en I < Ir± 1% de I en I > Ir

Relación de reposición, etapas 1 y 2 >95% -

Tiempo de funcionamiento, arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Iajuste

20 ms típicamente en 0 a 10 x Iajuste

-

Tiempo de reposición, arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Iajuste -

Características de tiempo Definido o inverso -

Etapa 1 de la característica de tiempo inverso, 2

2I t K=K=1-99 Clase 5 + 40 ms

Etapa 1 de la característica de tiempo de reposición inverso,2

2I t K=

K=0,01-20 Clase 10 + 40 ms

Retardo máximo de disparo, etapa 1 IDMT (0-6000) s ± 0,5% ± 25 ms

Retardo mínimo de disparo, etapa 1 IDMT (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms




46 ABB

Tabla 37. Protección de sobreintensidad de tiempo restringida por tensión VR2PVOC


Sobreintensidad de arranque (2 - 5000)% de IBase ± 1% de Ir en I<Ir± 1% de I en I>Ir

Retardo definido (0 - 6000) s ± 0,5% ± 25 ms

Características inversas, consultar la tabla 68, tabla 69 y la tabla70


Tiempo de funcionamiento, sobreintensidad de arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Iajuste


-

Tiempo de reposición, sobreintensidad de arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Iajuste -

Subtensión de arranque (2 - 100)% de UBase ± 0,5 % de Ur

Tiempo de funcionamiento, subtensión de arranque 30 ms típicamente en 2 a 0 x Uajuste -

Tiempo de reposición, subtensión de arranque 40 ms típicamente en 0 a 2 x Uajuste -

Límite de alta tensión, funcionamiento dependiente de la tensión (30 - 100)% de UBase ± 1% de Ur

Relación de reposición, sobreintensidad > 95% -

Relación de reposición, subtensión < 105% -

Sobreintensidad:Tiempo crítico de pulsosTiempo de margen de pulsos


15 ms típicamente

-

Protección de tensión

Tabla 38. Protección de subtensión de dos etapas UV2PTUV


Tensión de funcionamiento, etapa baja y alta (1–100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Relación de reposición <105% -

Características de tiempo inverso para etapa baja y alta, véasetabla 72

- Véase tabla 72

Retardo definido, etapa 1 (0 - 6000) s ± 0.5% ± 25 ms

Retardo definido, etapa 2 (0.000-60.000) s ± 0.5% ±25 ms

Tiempo de funcionamiento mínimo, características inversas (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tiempo de funcionamiento, función de arranque 30 ms típicamente en 2 a 0,5 x Udefinido -

Tiempo de reposición, función de arranque 40 ms típicamente en 0,5 a 2 x Udefinido -

Tiempo de impulso crítico 10 ms típicamente en 2 a 0 x Udefinido -

Tiempo de margen de impulso 15 ms típicamente -



ABB 47

Tabla 39. Protección de sobretensión de dos etapas OV2PTOV


Tensión de funcionamiento, etapa baja y alta (1-200)% de UBase ± 0,5% de Ur en U < Ur

± 0,5% de U en U > Ur



- Véase tabla 71

Retardo definido, etapa 1 (0 - 6000) s ± 0.5% ± 25 ms

Retardo definido, etapa 2 (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tiempo de funcionamiento mínimo, características inversas (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tiempo de funcionamiento, función de arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Udefinido -

Tiempo de reposición, función de arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Udefinido -



Tabla 40. Protección de sobretensión residual de dos etapas ROV2PTOV


Tensión de funcionamiento, etapa 1 (1-200)% de UBase ± 0,5% de Ur en U < Ur

± 0,5% de U en U > Ur

Tensión de funcionamiento, etapa 2 (1–100)% de UBase ± 0,5% de Ur en U < Ur

± 0,5% de U en U > Ur



- Véase tabla 73

Ajuste de tiempo definido, etapa 1 (0–6000) s ± 0.5% ± 25 ms

Ajuste de tiempo definido, etapa 2 (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tiempo mínimo de funcionamiento para la característica inversade la etapa 1

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tiempo de funcionamiento, función de arranque 30 ms típicamente en 0 a 2 x Udefinido -

Tiempo de reposición, función de arranque 40 ms típicamente en 2 a 0 x Udefinido -





48 ABB

Tabla 41. Protección de sobreexcitación OEXPVPH


Valor de funcionamiento,arranque

(100–180)% de (UBase/fnominal) ± 0,5% de U

Valor de funcionamiento, alarma (50–120)% de nivel de arranque ± 0,5% de Ur en U ≤ Ur

± 0,5% de U en U > Ur

Valor de funcionamiento, nivelalto

(100–200)% de (UBase/fnominal) ± 0,5% de U

Tipo de curva IEEE

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-

EQUATION1319 V1 ES (Ecuación 2)

donde M = (E/f)/(Ur/fr)

Clase 5 + 40 ms

Retardo mínimo para funcióninversa

(0.000–60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Retardo de alarma (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tabla 42. Protección de estátor al 100% contra faltas a tierra basada en el tercer armónico STEFPHIZ


Nivel de frecuencia fundamentalUN (95% EF estator)

(1-50)% de UBase ± 0.5% de Ur

Nivel diferencial del tercerarmónico

(0,5-10)% de UBase ± 5% de Ur

Nivel de bloqueo diferencial deltercer armónico

(0,1-10)% de UBase ± 5% de Ur

Temporizadores (0.020–60.000) s ± 0,5% ± 25 ms

Característica de filtro:FundamentalTercer armónico

Rechazo tercer armónico en 1–40Rechazo armónico fundamentalen 1–40

-



ABB 49

Protección de frecuencia

Tabla 43. Protección de subfrecuencia SAPTUF


Valor de funcionamiento, función de arranque (35.00-75.00) Hz ± 2.0 mHz

Valor de funcionamiento, frecuencia de reposición (45 - 65) Hz ± 2 mHz

Tiempo de funcionamiento, función de arranque A 50 Hz: 200 ms típicamente en fajuste +0,5Hz a fajuste -0,5 HzA 60 Hz: 170 ms típicamente en fajuste +0,5Hz a fajuste -0,5 Hz

-

Tiempo de reposición, función de arranque A 50 Hz: 60 ms típicamente en fajuste -0,5 Hza fajuste +0,5 HzA 60 Hz: 50 ms típicamente en fajuste -0,5 Hza fajuste +0,5 Hz

-

Retardo de funcionamiento (0.000-60.000)s <250 ms

Retardo de reposición (0-60) s <150 ms

Tabla 44. Protección de sobrefrecuencia SAPTOF


Valor de funcionamiento, función de arranque (35.00-75.00) Hz ± 2 mHz en tensiónsimétrica trifásica

Tiempo de funcionamiento, función de arranque En 50 Hz: 200 ms típicamente en fajuste -0,5Hz a fajuste +0,5 HzA 60 Hz: 170 ms en fajuste -0,5 Hz a fajuste

+0,5 Hz

-

Tiempo de reposición, función de arranque A 50 y 60 Hz: 55 ms típicamente en fajuste

+0,5 Hz a fajuste-0,5 Hz-

Temporizador (0.000-60.000)s <250 ms

Tabla 45. Protección de derivada de la frecuencia SAPFRC


Valor de funcionamiento, función de arranque (-10.00-10.00) Hz/s ± 10.0 mHz/s

Valor de funcionamiento, frecuencia de reposición activada (45 - 65) Hz ± 2 mHz

Temporizadores (0 - 60) s <130 ms

Tiempo de funcionamiento, función de arranque A 50 Hz: 100 ms típicamenteA 60 Hz: 80 ms típicamente

-



50 ABB

Supervisión del sistema secundario

Tabla 46. Supervisión de fallo de fusible SDDRFUF


Tensión de funcionamiento, secuencia cero (1-100)% de UBase ± 1.0% de Ur

Corriente de funcionamiento, secuencia cero (1–100)% de IBase ± 1.0% de Ir

Tensión de funcionamiento, secuencianegativa

(1–100)% de UBase ± 0,% deUr

Corriente de funcionamiento, secuencianegativa

(1–100)% de IBase ± 1.0% de Ir

Nivel de variación de tensión defuncionamiento

(1–100)% de UBase ± 5.0% de Ur

Nivel de variación de corriente defuncionamiento

(1–100)% de IBase ± 5.0% de Ir

Tensión de fase de funcionamiento (1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de fase de funcionamiento (1-100)% de IBase ± 1% de Ir

Tensión de funcionamiento de línea muertade fase

(1-100)% de UBase ± 0,5% de Ur

Corriente de funcionamiento de líneamuerta de fase

(1-100)% de IBase ± 1% de Ir

Tabla 47. Monitorización del circuito de cierre/disparo del interruptor TCSSCBR


Retardo de funcionamiento (0,020 - 300) s ± 0,5% ± 110 ms

Control

Tabla 48. Comprobación de sincronismo, comprobación de energización y sincronización SESRSYN


Desplazamiento de fase, jlínea - jbus (-180 a 180) grados -

Relación de tensión, Ubus/Ulínea 0,2 a 5 -

Límite de diferencia de frecuencia entre barras y línea (0.003-1.000) Hz ± 2.0 mHz

Límite de diferencia de ángulo de fase entre barras y línea (5.0-90.0) grados ± 2.0 grados

Límite de diferencia de tensión entre barras y línea ± 0,5% deUr

Salida de retardo para comprobación de sincronismo (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Retardo para comprobación de energización (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 25 ms

Tiempo de cierre para el interruptor (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms

Lógica

Tabla 49. Lógica de disparo SMPPTRC


Acción de disparo 3 fases -

Temporizadores (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms



ABB 51

Tabla 50. Bloques de lógica configurables

Bloques de lógica Cantidad con tiempo de ciclo Rango o valor Precisión

5 ms 20 ms 100 ms

AND 60 60 160 - -

OR 60 60 160 - -

XOR 10 10 20 - -

INVERTER 30 30 80 - -

SRMEMORY 10 10 20 - -

RSMEMORY 10 10 20 - -

GATE 10 10 20 - -

PULSETIMER 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5% ± 25 ms

TIMERSET 10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0,5% ± 25 ms

LOOPDELAY 10 10 20

Monitorización

Tabla 51. Mediciones CVMMXN


Tensión (0.1-1.5) ×Ur ± 0.5% de Ur a U£Ur

± 0.5% de U a U > Ur

Corriente conectada (0.2-4.0) × Ir ± 0.5% de Ir a I £ Ir± 0.5% de I a I > Ir

Potencia activa, P 0.1 x Ur Sr

1)

Potencia reactiva, Q 0.1 x Ur Sr

1)

Potencia aparente, S 0.1 x Ur Sr

Ajustes trifásicos de la potenciaaparente, S

cos phi = 1 ± 0,5% de S en S > Sr

± 0,5% de Sr en S ≤ Sr

Factor de potencia, cos (φ) 0.1 x Ur < U < 1.5 x Ur

0.2 x Ir< I < 4.0 x Ir< 0.02 2)

1) Precisión válida para 50 Hz. En 60 Hz, ambas precisiones son de ±2%2) Precisión válida para 50 Hz. En 60 Hz, la precisión es de <0,04.

Tabla 52. Contador de eventos CNTGGIO


Valor del contador 0-10000 -

Velocidad máxima de conteo 10 pulsos/s -



52 ABB

Tabla 53. Informe de perturbaciones DRPRDRE


Registro de la corriente - ± 1% de Ir en I ≤ Ir± 1% de I a I > Ir

Registro de la tensión - ± 1% de Ur en U ≤ Ur

± 1% de U en U > Ur

Periodo previo a la falta (0.05–3) s -

Periodo posterior a la falta (0,1-10) s -

Tiempo límite (0.5–8) s -

Número máximo de registros 100, primero en entrar, primeroen salir

-

Resolución de cronología absoluta 1 ms Consulte los datostécnicos de lasincronización horaria

Número máximo de entradas analógicas 30 + 10 (externas + derivadasinternamente)

-

Número máximo de entradas binarias 96 -

Número máximo de fasores en el registrador de valores de disparo por registro 30 -

Número máximo de indicaciones en un informe de perturbaciones 96 -

Número máximo de eventos en el registro de eventos por cada registro 150 -

Número máximo de eventos en la lista de eventos 1000, primero en entrar, primeroen salir

-

Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 s y número máximo decanales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a50 Hz, 280 segundos (80registros) a 60 Hz

-

Frecuencia de muestreo 1 kHz a 50 Hz1.2 kHz a 60 Hz

-

Ancho de banda de registro (5-300) Hz -

Tabla 54. Lista de eventos DRPRDRE

Función Valor

Capacidad de memoriaintermedia

Número máximo de eventos en la lista 1000

Resolución 1 ms

Precisión Depende de la sincronización horaria

Tabla 55. Indicaciones DRPRDRE

Función Valor


Número máximo de indicaciones presentadas para perturbación simple 96

Número máximo de perturbaciones registradas 100



ABB 53

Tabla 56. Registrador de eventos DRPRDRE

Función Valor


Número máximo de eventos en el informe de perturbaciones 150

Número máximo de informes de perturbaciones 100

Resolución 1 ms

Precisión Depende de lasincronizaciónhoraria

Tabla 57. Registrador de valores de disparo DRPRDRE

Función Valor


Número máximo de entradas analógicas 30


Tabla 58. Registrador de perturbaciones DRPRDRE

Función Valor

Capacidad dememoria intermedia

Número máximo de entradas analógicas 40

Número máximo de entradas binarias 96


Tiempo total máximo de registro (tiempo de registro 3.4 s y número máximode canales, valor típico)

340 segundos (100 registros) a 50 Hz280 segundos (80 registros) a 60 Hz

Tabla 59. Supervisión de baterías de la estación SPVNZBAT


Límite inferior de la tensión de los terminalesde las baterías

(60-140)% de Ubat ± 1% de la tensión ajustada de las baterías

Relación de reposición, límite inferior <105 % -

Límite superior de la tensión de los terminalesde las baterías

(60-140)% de Ubat ± 1% de la tensión ajustada de las baterías

Relación de reposición, límite superior >95 % -


Tabla 60. Función de monitorización del gas de aislamiento SSIMG


Alarma por presión 0.00-25.00 -

Bloqueo por presión 0.00-25.00 -

Alarma por temperatura -40.00-200.00 -

Bloqueo por temperatura -40.00-200.00 -




54 ABB

Tabla 61. Función de monitorización del líquido de aislamiento SSIML


Alarma por nivel de aceite 0.00-25.00 -

Bloqueo por nivel de aceite 0.00-25.00 -

Alarma por temperatura -40.00-200.00 -

Bloqueo por temperatura -40.00-200.00 -


Tabla 62. Monitorización de la condición del interruptor SSCBR


Niveles de alarma para el tiempo de aperturay cierre

(0-200) ms ± 0,5% ± 25 ms

Niveles de alarma para la cantidad deoperaciones

(0 - 9999) -

Ajuste de la alarma para el tiempo de carga delos resortes

(0-60) s ± 0,5% ± 25 ms

Retardo para la alarma por presión de gas (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms

Retardo para el bloqueo por presión de gas (0-60) s ± 0,5% ± 25 ms

Medidas

Tabla 63. Contador de pulsos PCGGIO

Función Rango de ajuste Precisión

Tiempo de ciclo paracomunicación del valor delcontador

(1-3600) s -

Tabla 64. Función de cálculo de energía y administración de la demanda ETPMMTR


Medida de energía Exportación/Importación MWh,Exportación/Importación MVArh

Entrada de MMXU. Ningún error extra con carga estable

"Hardware"IED

Tabla 65. Grado de protección de relé empotrado

Descripción Valor

Lado frontal IP 40

Parte posterior, terminales de conexión IP 20

Tabla 66. Grado de protección de la LHMI

Descripción Valor

Frontal y lateral IP 42

Dimensiones



ABB 55

Tabla 67. Dimensiones

Descripción Valor

Ancho 220 mm

Alto 265,9 mm (6U)

Profundidad 249,5 mm

Peso de la caja <10 kg (6U)

Peso de la LHMI 1,3 kg (6U)

Características de tiempo inverso

Tabla 68. Características de tiempo inverso ANSI


Característica de funcionamiento:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 ES

I = Imedido/Idefinido

k = (0,05-999) en etapas de 0,01 a menos que se indique lo contrario -

ANSI Extremadamente inversa A=28,2; B=0,1217; P=2 ANSI/IEEE C37.112,clase 5 + 40 ms

ANSI Muy inversa A=19,61; B=0,491; P=2

ANSI Inversa normal A=0,0086, B=0,0185; P=0,02; tr=0,46

ANSI Moderadamente inversa A=0,0515; B=0,1140; P=0,02

ANSI Extremadamente inversa de tiempolargo

A=64,07; B=0,250; P=2

ANSI Muy inversa de tiempo largo A=28,55; B=0,712; P=2

ANSI Inversa de tiempo largo k=(0.05-999) en etapas de 0.01A=0,086; B=0,185; P=0,02



56 ABB

Tabla 69. Características de tiempo inverso IEC


Característica de funcionamiento:

( )1= ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At k

I



k = (0,05-999) en etapas de 0,01 -

IEC Inversa normal A=0.14, P=0.02 IEC 60255-151, clase 5 +40 ms

IEC Muy inversa A=13.5, P=1.0

IEC Inversa A=0.14, P=0.02

IEC Extremadamente inversa A=80.0, P=2.0

IEC Inversa de tiempo corto A=0.05, P=0.04

IEC Inversa de tiempo largo A=120, P=1.0

Tabla 70. Características de tiempo inverso tipo RI y RD


Característica de tiempo inverso tipo RI

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 ES


k = (0,05-999) en etapas de 0,01 IEC 60255-151, clase 5 +40 ms

Característica inversa logarítmica tipo RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink



k = (0,05-999) en etapas de 0,01 IEC 60255-151, clase 5 +40 ms



ABB 57

Tabla 71. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udefinido

U = Umedido

k = (0,05-1,10) en etapas de 0,01 a menos que se indique demanera diferente

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Tabla 72. Características de tiempo inverso para la protección de subtensión


Curva de tipo A:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

UEQUATION1431-SMALL V1 ES

U< = Udefinido

U = UVmedido


Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Udefinido

U = Umedido




58 ABB

Tabla 73. Características de tiempo inverso para la protección de sobretensión residual


Curva de tipo A:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Udefinido

U = Umedido

k = (0.05-1.10) en etapasde 0.01

Clase 5 +40 ms

Curva de tipo B:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) en etapasde 0.01

Curva de tipo C:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0.05-1.10) en etapasde 0.01



ABB 59

20. Pedidos

InstruccionesLea las instrucciones con atención y téngalas presentes para evitar inconvenientes durante la gestión del pedido.Consulte la tabla de funciones disponibles para conocer las funciones de aplicación incluidas.

Para obtener el código de pedido completo, combine los códigos de las tablas, como se muestra en el siguiente ejemplo.

Código de ejemplo: REG650*1.1-B01X00-X00-B1A5-B-A-SA-AB1-RA3B1-AX-E. Utilizando el código de cada posición 1-11, especificado comoREG650*1-2 2-3-4 4-5-6-7 7-8 8-9 9 9-10 10 10 10-11

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 - 10 - 11

REG650* - - - - - - - - -

Po

sici

ón

SOFTWARE #1 Notas e instrucciones

Número de versión

N.º de versión 1.1

Selección de posición n.º 1. 1.1

Alternativas de configuración #2 Notas e instrucciones

Protección del generador, IEC B01

Protección del generador-transformador, IEC B05

Configuración de la ACT

Configuración ABB estándar X00

Selección de posición n.º 2. X00

Opciones de software #3 Notas e instrucciones

Sin opción X00

Selección de posición n.º 3 X00

Primer idioma de la HMI #4 Notas e instrucciones

Inglés IEC B1

Selección de posición n.º 4.

Idioma adicional de la HMI #4

Sin idioma adicional para la HMI X0

Chino A5

Selección de posición n.º 4. B1

Caja #5 Notas e instrucciones

Caja con soporte, 6 U 1/2 x 19" B

Selección de posición n.º 5. B



60 ABB

Detalles de montaje con IP40 de protección desde la parte frontal #6 Notas e instrucciones

Sin kit de montaje X

Kit para montaje en "rack" para 6 U 1/2 x 19" A

Kit para montaje en "rack para 6 U 1/2 x 19" D

Kit para montaje empotrado para 6 U 1/2 x 19" E

Soporte de montaje mural para 6 U 1/2 x 19" G


Tipo de conexión de la fuente de alimentación, módulos de entradas/salidas y decomunicación

#7 Notas e instrucciones

Terminales de compresión S

Terminales de anillo R

Fuente de alimentación

Posición de la ranura:

pPSM

100-240 V CA, 110-250 V CC, 9BO A

48-125 V CC, 9BO B


Interfaz hombre-máquina #8 Notas e instrucciones

Interfaz hombre-máquina local, OL3000, IEC6U 1/2 x 19", básica

A

LHMI independiente

Montaje de la LHMI no separable X0

Montaje de la LHMI separable con cable Ethernet, 1 m B1

Montaje de la LHMI separable con cable Ethernet, 2m B2




Selección de posición n.º 8. A

Tipo de conexión de los módulos analógicos #9 Notas e instrucciones

Terminales de compresión S

Terminales de anillo R

Sistema analógico

Posición de la ranura: p2

Módulo de transformador, 4I, 1/5 A +1I, 0,1/0,5 A+5U, 100/220 V A3

Posición de la ranura: p4

Módulo de entradas analógicas, 6I + 4U, 1/5 A, 100/220 V B1

Selección de posición n.º 9. A3 B1



ABB 61

Módulo de entradas/salidas binarias #10 Notas e instrucciones

Posición de las ranuras (vista trasera) p5 p6

Ranuras disponibles en 1/2 caja

Sin tablero en la ranura X X AIM en p4

Módulo de entradas/salidas binarias 9 BI, 3 Disparo NA, 5 Señal NC, 1 Señal CA A p5 básica, p6 opcional

Selección de posición n.º 10. A

Módulo de comunicación y procesamiento #11 Notas e instrucciones

Posición de las ranuras (vista trasera)

pCO

M

14BI, IRIG-B, Ethernet, LC, ST B

Selección de posición n.º 11. B

Accesorios

Kit para montaje en "rack" para 2 x 6U 1/2 x 19" Cantidad: 1KHL400240R0001

Unidad de resistencia externa

Unidad monofásica de resistencia de alta impedancia, con resistor y resistor dependientede la tensión para una tensión de funcionamiento de 20-100 V

Cantidad: RK795101-MA

Unidad monofásica de resistencia de alta impedancia, con resistor y resistor dependientede la tensión para una tensión de funcionamiento de 100-400V

Cantidad: RK795101-CB

Herramientas de configuración y monitorización

Cable de conexión frontal entre LCD-HMI y PC Cantidad: 1MRK 001 665-CA

Papel especial tamaño A4 para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-CA

Papel especial tamaño Letter para etiquetas LED, 1 pz Cantidad: 1MRK 002 038-DA

Unidades de interfaz externas para protección de faltas a tierra en el rotor

Unidad de inyección para protección de faltas a tierra en el rotor (RXTTE 4) Cantidad: 1MRK 002 108-BA

Resistor de protección en placa Cantidad: RK795102-AD

Manuales

Atención: Un (1) CD para conexión del IED con documentación para el usuario (Manual defuncionamiento, Manual de referencias técnicas, Manual de instalación, Manual de puesta en servicio,Manual de aplicación, Manual del protocolo de comunicación DNP, Manual del protocolo decomunicación IEC61850, Manual del protocolo de comunicación IEC60870-5-103, Certificado de pruebade tipo, Manual de ingeniería, Manual de lista de puntos, DNP3, Paquetes de conectividad y la plantillacon etiquetas para el IED siempre viene incluida para cada IED).



62 ABB

Regla: especificar la cantidad adicional de CD para conexión del IED solicitados

Documentación para el usuario Cantidad: 1MRK 003 500-AA

Regla: especificar la cantidad de manuales impresos solicitados

Manual de funcionamiento IEC Cantidad: 1MRK 500 093-UES

Manual de referencias técnicas IEC Cantidad: 1MRK 502 034-UEN

Manual de puesta en servicio IEC Cantidad: 1MRK 502 035-UEN

Manual de aplicación IEC Cantidad: 1MRK 502 033-UEN

Manual del protocolo de comunicación DNP3 IEC Cantidad: 1MRK 511 241-UEN

Manual del protocolo de comunicación IEC 61850 IEC Cantidad: 1MRK 511 242-UEN

Manual del protocolo de comunicación IEC 60870-5-103 IEC Cantidad: 1MRK 511 243-UEN

Manual de ingeniería IEC Cantidad: 1MRK 511 245-UEN

Manual de instalación IEC Cantidad: 1MRK 514 014-UES

Manual de lista de puntos, DNP3 IEC Cantidad: 1MRK 511 244-UEN

Información de referencia

Para nuestra referencia y estadísticas, le agradeceríamos que nos facilitara los siguientes datos de aplicación:

País: Usuario final:

Nombre de estación: Nivel de tensión: kV



ABB 63

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Guía del producto 1MRK 502 036-BES

Certificado de prueba de tipo 1MRK 502 036-TEN

Protección de faltas a tierra de rotor con unidad de inyección RXTTE4 yREG670

1MRG001910

Manuales de la serie 650 Número deidentificación

Manual del protocolo de comunicación DNP3 1MRK 511 241-UEN

Manual del protocolo de comunicación IEC 61850 1MRK 511 242-UEN

Manual del protocolo de comunicación IEC 60870-5-103 1MRK 511 243-UEN

Manual de lista de puntos, DNP3 1MRK 511 244-UEN

Manual de ingeniería 1MRK 511 245-UEN

Manual de funcionamiento 1MRK 500 093-UES

Manual de instalación 1MRK 514 014-UES



64 ABB

Contacto

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SueciaTeléfono +46 (0) 21 32 50 00Fax +46 (0) 21 14 69 18

www.abb.com/substationautomation

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